TEMA

1.- ESPECIFICACIONES API

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.

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.

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. Como regla general:

Diámetro exterior de la TR >= 4½” Resistencia + 1.00%, - 0.50%Diámetro exterior de la TR < 4½” Resistencia ± 0.031%Grosor de la pared Resistencia – 12.5%

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.

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

Tipo de conexion

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.

La tabla a continuación puede actuar como una guía a grosso modo, para saber si se deben usar roscas API o Premium.

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

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 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.A continuación se alistan especificaciones, boletines y recomendaciones practicas emitidas por el API en relación con el tipo de tubería y conexión:

SPEC 7, specification for rotary dril, steam element, 3ra—9na edition 1997. SPEC 5L, specification for line pipe, 41av edition 1995. SPEC 5LC, specification for CRA line pipe, 3ra edition 1995. SPEC 5LD, specification for CRA clad or lined steel pipe, 2da edition 1998. SPEC 5D, specification for dill pipe, 3ra edition 1999. SPEC 5CT, specification for CSG and TBG (US customary units) 6taedition

98. SPEC 5CTM, specification for CSG and TBG(metric units), 5ta edition 1995. BULL 5C3-S1, bulletin on formulas and calculations for casin, tubing and

line pipe, 6ta edition 1988. BUL 5C2, bulletin on performance properties of casing, tubing and line pipe

20av edition 1976 Entre otras normas especificadas por la API.

2.- CRITERIO DE DISEÑO

Tabla. 1. Mínimos factores de diseño

Cargas durante la Instalación

Las cargas típicas durante la instalación, incluyen:

Corrida de la tubería de revestimiento Cementación Cementación convencional, centrado, etc. Golpe de tapón

Cargas durante la Perforación

Las cargas típicas durante la perforación, incluyen:

Prueba de presión después de WOC Peso máximo del lodo Control de pozos Perdida de circulación

Cargas durante la Producción

Las cargas típicas durante la producción, incluyen:

Prueba de presión con completación o matar el peso del fluido. Funcionamiento de herramientas DST. Fuga de tubería cerca de la superficie Colapso debido a perforaciones taponadas Operaciones especiales de producción (estimulación, levantamiento de

gas, inyección).

DISEÑO DE COLAPSO

Para todas las sartas de tubería de revestimiento un colapso de cargas ocurre cuando la presión externa es mayor que la presión interna.El diseño de colapso se enfoca en los perfiles de presión interna y externa. Hablando de forma general, el colapso de cargas estará en su punto mas alto en la zapata guía.

Colapso de Cargas durante la Instalación

El peor caso de colapso de cargas durante la instalación, ocurre durante la cementación. Para trabajos de cementación convencionales el peor caso ocurre con la columna de cemento en el exterior de la tubería de revestimiento.

Colapso de Cargas durante la Perforación

El peor caso de colapso de cargas durante la perforación ocurre si se encuentra perdida de circulación y disminuye la presión hidrostática interna.Por convención el fluido externo es forzado a ser el lodo que estaba en sitio cuando se corrió la tubería de revestimiento. Esto es debido a la incertidumbre del aislamiento completo del cemento alrededor de la tubería de revestimiento causado por acanalados o deslaves.El nivel del fluido interno cae hasta cualquier medida, desde cientos de pies de evacuación total de la tubería de revestimiento y depende del peso interno del lodo en uso y la presión de poros de la zona de perdida.

Colapso de Cargas durante la Producción

Los colapsos de carga a los que estarán expuestos las tuberías de revestimiento de producción ylos “liners”, necesitan ser considerados para la vida entera del pozo. Esto depende del uso que se le dará al pozo, pero se deberá dar consideración a lo siguiente, según sea aplicable:

· Operaciones DST· Técnicas de Estimulación· Levantamiento de Gas· Abatimiento

DISEÑO DE RUPTURA

Para todas las sartas de tubería de revestimiento una carga de ruptura ocurre cuando la presión interna es mayor que la presión interna. Con respecto al colapso, el diseño de ruptura se enfoca en los fluidos internos y externos y las y las presiones hidrostáticas que ejercen.

Cargas de Ruptura durante la Instalación

El peor caso de ruptura de carga de instalación ocurre durante la cementación.Dos casos necesitan ser considerados en este punto:

Durante el desplazamiento, inmediatamente antes de que el espaciador salga de la zapata

Golpeando el tapón

Cargas de Ruptura durante la Perforación

El peor caso de ruptura de cargas de perforación ocurre, ya sea durante la prueba de presión o durante un evento de control de pozos.

Cargas de Ruptura durante la Producción

Las cargas de ruptura que necesitan ser consideradas durante la producción incluyen pruebas de presión con una completación o fluido para matar el pozo, una fuga de tubería cerca de la superficie.La carga interna es la presión hidrostática del fluido mas cualquier presión adicional.La carga externa será como la de Ruptura de Cargas de Perforación.

DISEÑO DE TENSIÓN.

Utilizando la tubería de revestimiento seleccionada, que concuerda con las cargas de colapso y ruptura, es entonces necesario confirmar que esta tubería de revestimiento también cumple los requisitos del diseño de tensión.

Cargas de Tensión durante la Instalación

Esta etapa incluye evaluar la conveniencia de la tubería de revestimiento seleccionada, para soportar cargas durante la corrida, cargas durante la cementación y cualquier prueba de presión.Se asume que la tubería de revestimiento esta sujeta en la superficie, pero libre para moverse, en la zapata.Las cargas que deben considerarse, son las que siguen:

Peso en el aire Flotación Doblado Arrastre Choque Prueba de presion

Cargas de Tensión durante la Perforación y Producción

Esta etapa incluye la evaluación apropiada de la tubería de revestimiento seleccionada para soportar las cargas que pudieran ser ejercidas a la tubería de revestimiento, después de que el cemento se ha asentado. Se asume que la tubería de revestimiento esta fija en la superficie y fija en el tope del cemento en el espacio anular.Las cargas que necesitan ser consideradas, son las que siguen:

Anclaje de TR Pandeo

3.- TIPOS DE REVESTIDORES

Existen principalmente 5 tipos de tubería de revestimiento instalados en la perforación en tierra, estas son:

a. Sarta de Conducciónb. Tubería Superficial de Revestimientoc. Tubería Intermedia de Revestimientod. Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación.e. ”Liner”

Pero en la perforación de pozos costa afuera se agrega una tubería de revestimiento mas esta es:

a. Tubería “Stove”, Conductor Marino, Tubería Superficial

3.1. Sarta Conductora

La sarta es instalada para proteger la superficie de la erosión por el fluido de perforación 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 (es decir autoelevables) la sarta de conducción también sostiene el cabezal de pozo, el arbolito y sartas de revestimiento subsecuentes.

De acuerdo a las exigencias, los diámetros más comunes para sartas primarias son: 95/8, 103/4, 133/8, 16 y 20 pulgadas. La profundidad a la cual puede colocarse una sarta de estos diámetros en el hoyo está en función del peso nominal (kg/metro de tubo), que se traduce en la capacidad de resistencia en tensión, aplastamiento y estallido.

3.2. Tubería Superficial de Revestimiento

Provee protección contra arremetidas para la perforación mas 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.

Se instala para proteger las formaciones de agua dulce y evitar que las formaciones sueltas de derrumbarse dentro del pozo. También sirve de anclaje a la BOP para controlar problemas con zonas de presión 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 perforación vaya a mayor profundidad que este revestimiento.

3.3. Tubería Intermedia de Revestimiento

Una sarta de tubería intermedia de revestimiento es comúnmente colocada cuando es probable que un pozo encuentre un influjo y/o perdida de circulación en el agujero descubierto proveyendo de esta manera protección contra arremetidas al mejorar la fuerza del 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.

También puede ser instalado después de zonas de alta presión, de forma que se pueda usar un lodo más liviano cuando se reanude la perforación.

Comúnmente los diámetros más escogidos para la sarta intermedia son: 85/8, 95/8, 103/4 y 113/4 pulgadas.

3.4. Tubería de Revestimiento de Producción o Explotación

Es la última sarta de revestimiento en un pozo, usualmente puesta encima o a través de una formación productora. Este revestimiento aísla el aceite y el gas de fluidos indeseables de la formación de producción o de otras formaciones perforadas por el hueco. Sirve de protección para la tubería de producción y demás equipo utilizado en el pozo.

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 la tubería de revestimiento de producción o explotación es la de aislar las zonas productoras, permitir el control de reservorio, actuar como un conducto seguro de transmisión de fluidos/gas/condensado, a la superficie y previene influjos de fluidos no deseados.

La serie de diámetros más comunes para la sarta final son: 41/2, 5, 51/2, 65/8, 7 y 75/8 pulgadas.

3.5. "Liner” o Tubería 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 anular. Muchas veces un empacador de “liner puede ser instalado como una segunda barrera, 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 mas profunda, separar zonas productoras, de formaciones de reservorio y puede también ser instalado para propósitos de la realización de pruebas.

Se baja en un pozo profundo para evitar pérdidas de circulación en zonas frágiles de la parte superior mientras se perfora con lodo de peso normal para controlar

presiones normales en intervalos más profundos. Los liners protegen contra reventones hacia formaciones normalmente presionadas cuando se perforan zonas de presión anormal.

Los “liners” de perforación son colocados:

Para proveer una Zapata mas profunda Para aislar formaciones inestables

Para lograr un perforación con tubería de revestimiento a menor costo

Debido a limitaciones del equipo de perforación

Los “liners” de producción son colocados:

Para completar el pozo a menor costo Permitir un conducto de producción mas grande para proveer un

rango de elección para la tubería. Debido a limitaciones del equipo de perforación.

Fig. 1 diseño de revestidores

4.- 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 1.0

Estallido 1.1

Tensión 1.3

5.- PRESION AL COLAPSO

Es la máxima presión externa que el revestidor puede resistir. Estas presiones externas pueden ser: La presión de los fluidos de la formación, la presión hidrostática del fluido en el hoyo y presiones impuestas.Todas actúan sobre la tubería tratando de colapsarla.El mayor esfuerzo externo ocurre en el fondo del pozo con la parte interna vacía y la columna de lodo en la parte externa.

Suposiciones basicas para el diseño por colapso:

El revestidor esta vacion debido a una perdida de circulacion total en la zapata o profuandidd total, TD.

La presion interna en el revestidor es cero.

La presion exterior sobre el revestidor es ejercida por la columna de lodo dentro del pozo al correr la sarta.

No existe contenido alrededor del revestidor.

6.- ESFUERZO DE TENSIÓN

La mayor parte de la tension axial proviene del peso mismo del revestidor.

Otras cargas tensionales puede deberse a:

○ Doblamiento

○ Arrastre

○ Cargas de impacto y esfuerzo inducidos durante las pruebas de presion.

Al diseñar el revestimento se considera que el tramo superior de la sarta como punto mas debil a la tension todav vez que tendra que soportar el peso total de la misma.

Los esfuerzos de Tension se determinan como sigue.

Calcular el peso del revestiemnto en el aire (valor positivo)

Peso del revestidor en el aire = peso del revestidor em (lbs/pie) *profuandidad del agujero (prof vertical verdadera,TVD pies)

Calcular la boyancia o flotacion (valor negativo)

7.- ESTALLIDO

Presión ejercida en el interior del revestidor, la cual trata de romper el mismo. Estas fuerzas internas pueden hacer estallar el revestimiento y resultan de: Presión del Pozo, Presión Hidrostática Interna, Presiones de cementación, cambio de densidad del lodo, entre otros. Es mayor en superficie ya que la Presión Hidrostática es nula.

8.-TEMPERATURA DE REVESTIDOR

La temperatura de un revestidor puede variar considerablemente durante la operación, causando esfuerzos térmicos en el mismo.

Así pues, por ejemplo, en el caso de circulación con la sarta de perforación, la temperatura puede tener el siguiente perfil:

O si se trata de describir la temperatura del fondo del pozo como función del tiempo, por ejemplo para el caso de inyección seguida de un período de cierre:

Contra más precisa sea la predicción (o la medición) de la temperatura, más exacto será el cálculo de los esfuerzos resultantes y mejor será el diseño.

9.- CORROSION EN REVESTIDORES

LOS MECANISMOS DE CORROSION EN LOS REVSTIDORES SON:

○ BIOXIDO DE CARBONO

○ SULFURO DE HIDROGENO

○ OXIGENO

○ IONES DE HALITA

10.- BIBLIOGRAFÍA.

Tecnología de Perforación SCHLUMBERGER Drilling School Perforacion de pozos programa de entrenamiento SCHLUMBERGER EL POZO ILUSTRADO ingeniería en petróleo - Efraín E. Barberii 1998. PROCEDIMIENTOS Y OPERACIONES EN EL POZO - David Hawker,

Karen Vogt, Allan Robinson 2001