TUBERIAS DE REVESTIMIENTO

1. Tuberías 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.

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.

Parametros Tecnicos de la Tuberia de Revestimiento

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2. Grado de la Tubería de Revestimiento

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

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Niveles de Servicio

Los tubulares usados en la industria se clasifican de acuerdo con las condiciones de servicio Equivalentes en forma aproximada los niveles especificados en la Norma 6A PSL.

Nivel 1: Grados H-40, J-55, K-55 y N-80

Servicio Dulce o Cantidad Limitada de H2S

Presiones < 5,000 psi

Nivel 2: Grados M65, L80, C90, C95 y T95

Alta Presión (>10M) con contenido de H2S limitado ó Baja Presión con contenido de H2S elevado.

Control estricto de dureza y de QA/QC

Nivel 3: Grado P-110

Bajo contenido de H2S; Alta Temperatura /Alta Presión

Muy poco control

Nivel 4: Grados por encima del nivel 3 como Q125

Aplicaciones HP con alto contenido de H2S

Control muy estricto de QA/QC

Los tramos de tubería son totalmente rastreables por número de serie para todo el trabajo.

3. Rango de la Tubería de Revestimiento

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.

Rango 1. 16 – 25 pulg

Rango 2. 25 – 34 pulg

Rango 3. 34 – 38 pulg

4. Clasificación de la Tubería de Revestimiento

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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.

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:

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HONDA

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:

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HONDA

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 entre11000’ 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:

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HONDA

Rev. Conductor

Rev. Superficie

Rev. Intermedio

Rev. 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:

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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.

5. Resistencia de la Tubería de Revestimiento

La capacidad de resistencia de una tubería se define como aquella aptitud o condición que ofrece una tubería para reaccionar y evitar cualquier tipo de falla o deformación, ante la acción combinada de cargas.

Cedencia.

Para entender el comportamiento de falla iniciaremos por definir el concepto de cedencia o fluencia, que es aquella propiedad o condición del material para soportar la deformación elástica, o bien, la resistencia que opone el material a la deformación ante la exposición de una carga. Es decir, el material se comporta plásticamente o se dice que tiene afluencia. Antes de esta deformación, al liberar la carga, el material recupera su estado original. El punto a partir del cual el material se fractura o se rompe, se dice que alcanza su último valor de resistencia a la cedencia.Para establecer la cedencia de un acero, el API recomienda que se realice una prueba de tensión sobre un espécimen. A partir de ésta se debe medir la deformación generada hasta alcanzar la fractura del mismo. Se establece que la cedencia del material es el esfuerzo de tensión aplicado cuando alcanza el 0.5% de deformación. Para tuberías de revestimiento y producción, Para tuberías de perforación, el API considera una deformación del 0.65% para establecer la cedencia de estos materiales. La cedencia se mide en unidades de fuerza por unidad de área (psi), que significa la fuerza aplicada en el área de exposición del material para hacer ceder al mismo. La nomenclatura recomendada por el API para identificar los diferentes tipos de acero se define por una letra seguida por un número. La letra simboliza el tipo de acero, y el número y la magnitud de la cedencia del material expresada en miles de libras por pulgada cuadrada (psi). Ejemplificado: un acero denominado N-80 tiene una cedencia de 80000 psi mínima y una máxima de 95000 psi. La tabla 8 muestra un resumen de los diferentes aceros o grados API con sus valores de cedencia.La cedencia de los materiales se ve sensiblemente afectada por la temperatura a la que estén expuestos dichos materiales. Las pruebas de tensión que se realizan para medir la cedencia de un material generalmente se efectúan a la temperatura ambiental. Sin embargo, se ha observado que a temperaturas elevadas (>150 ºC) la resistencia de cedencia de un acero empieza a verse disminuida.

Colapso

Se puede definir como una forma de compresión de tal manera que la presión de a fuera trata de comprimir las paredes de la tubería. En otras palabras se origina por el aplastamiento de una tubería por

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una carga de presión. Esta actúa sobre las paredes externas de la misma y es superior a su capacidad de resistencia. En primera instancia, es una de las causas más comunes de falla en las tuberías colocadas en un pozo y en segundo término es un fenómeno de falla más complejo de predecir.

6. Metodo para unir dos piezas de Tuberia

Con Soldadura Con Tornillos o Pernos Embonado Con Roscas Macho Y Hembra Con Unión de Brida

7. Tipos de Rosca de la Tuberia de Revestimiento

Dependiendo del tipo de rosca se clasifican en: ROSCAS API , Y EN ROSCAS PREMIUM

Roscas API El sello se realiza mediante un anillo u O Ring y por la grasa aplicada. Existen cuatro tipos:

Tubería de línea Redondas Butress Extreme line

Ventajas: Son económicas

Desventajas: Difícil enrosque, menor resistencia a los esfuerzos axiales y sello no hermético.

Roscas Redondas

Estas rocas como su nombre lo indica básicamente tiene la forma redonda tanto en la cresta como en la raíz de la rosca. El propósito de la parte superior redonda (Cresta) y la base redonda (Raíz) es que mejora la resistencia de las roscas, en la fabricación entre la cresta de la rosca y la raíz elimina la acumulación de

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partículas extrañas o contaminantes y se fabrica las crestas menos susceptibles a daños menores e irregularidades de superficie en la superficie de la rosca que son ocasionalmente encontradas y no pueden ser necesariamente ser un daño.

Roscas Trapezoidal (BUTTRES)

Las roscas trapezoidales (Buttres) están diseñadas para resistir alta tensión a las cargas de compresión, en adición a ofrecer resistencia a las filtraciones.

Roscas Premium

Son roscar mejoradas y el sello es metal - metal entre el piñón y la caja

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Ventajas: Fácil enrosque, sello hermético y mayor resistencia a los esfuerzos axiales

Desventajas: Costo elevado

8. Profundidad de Asentamiento de la Tubería de Revestimiento

La determinación de las profundidades de asentamiento está en función de las condiciones geológicas a perforar. El criterio de selección de la profundidad de asentamiento varía de acuerdo a la función específica de cada sarta de tubería de revestimiento. El aislamiento de zonas deleznables, zonas de pérdida de circulación y zonas de presión anormal, rigen los principales criterios de selección. Por lo que respecta al diseño se establece que las tuberías de revestimiento deberán resistir las cargas impuestas durante la perforación, terminación y reparación de un pozo, al mínimo costo.

La figura corresponde a un pozo en donde antes de la tubería de explotación se cementa una TR a la salida de la zona de presión altamente presurizada, pero en ocasiones se ha tenido la nece- sidad de cementar una TR que se señala en rojo, ya que en esta parte (zona lutitica) se encuentra una zona de transición que se caracteriza por la existencia de brechas conformadas por calizas fracturadas que son zonas potenciales de pérdida del lodo de perforación que muchas veces quedan fuera de control, por lo que es necesario cementar la TR mencionada. Se cementa también una TR intermedia a la entrada de la zona de presión anormalmente alta. Se cementa una TR superficial a más menos 1000 m el tubo conductor que se asienta a 50 m. A continua- ción se describe en forma breve cual es la finalidad del asentamiento de cada una de las TR´s mencio- nadas.

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Tubo conductor.- Su objetivo es aislar acuíferos superficiales y tener un medio para la circulación del fluido de perforación.

Tubería superficial.- Tiene como objetivo, aislar acuíferos superficiales e instalar conexiones superficiales de control.

Tubería intermedia.- Se cementa en la cima de la zona de presión anormalmente alta, para cambiar la base al lodo de perforación e incrementar la densidad del mismo. Cuando las zonas de presión anormal se extienden en profundidad, o se presentan intercalaciones de zonas de alta y baja presión, será necesario emplear más de una tubería intermedia.

Tubería de explotación.- Permite la explotación selectiva de los intervalos que presenten las mejores características

Los principales parámetros que influyen en la determinación de la profundidad de asentamiento de las TR’s son:

1. Diámetro requerido al objetivo. 2. Tipo de formación y su contenido de fluidos 3. Presión de formación y fractura

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4. Densidad del fluido de control 5. Presión diferencial 6. Máximo volumen al brote durante la perforación

Respecto al diseño de la tubería de revestimiento, se consideran tres pasos básicos:

1. Determinar el diámetro y longitud de las sartas de tuberías. 2. Calcular el tipo y magnitud de esfuerzos que serán encontrados. 3. Seleccionar los pesos y grados de T.R que no fallaran al estar sujetos a las cargas.

Por lo tanto, el objetivo del diseño es permitir el control de las condiciones esperadas del pozo, para que las sartas sean seguras y económicas. En la evaluación apropiada de las cargas que actúan a lo largo del pozo, se deberán hacer consideraciones especiales, de acuerdo a la profundidad. Así, el diseño de los tubulares debe hacerse por separado. Estos es: (1) Tubería superficial, (2) Tubería intermedia, (3) Tubería intermedia como liner, (4) Liner de explotación, (5) Tubería de producción.

A continuación se describe la metodología para cada tipo de tubería de revestimiento.

Asentamiento de la Tubería de Explotación

Aunque generalmente la tubería de explotación se asienta hasta la profundidad total programada, se debe considerar que la premisa es asentarla a la profundidad donde se permita la explotación de los intervalos definidos.

Asentamiento de Tubería Intermedia

Se grafica la presión de formación más su margen de control, y la presión de fractura, menos su margen respectivo, (todos expresados en gradiente de densidad de lodo equivalente) contra la profundidad. A partir del máximo valor de densidad a utilizar en el fondo del pozo, se proyecta una línea vertical hasta interceptar la curva del gradiente de fractura afectado por su margen de seguridad. La profundidad de esta intersección definirá el asentamiento de la tubería intermedia más profunda.

Asentamiento de Tubería Superficial

Para este caso es necesario considerar el concepto de la tolerancia al brote, en el cual se compara la curva del gradiente de presión de fractura con la presión generada en el pozo durante el control de un brote.En este caso el objetivo es seleccionar la profundidad de asentamiento que evite un brote subterráneo, por lo cual es necesario determinar una profundidad a la cual la formación tenga la capacidad suficiente para soportar las presiones impuestas por un brote.

Haciendo una Conexión de Tuberias

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BIBLIOGRAFIA

http://industria-petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2009/01/tuberias-de-revestimiento.html

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

http://tesis.bnct.ipn.mx/dspace/bitstream/123456789/657/1/TESIS%20TRUEBA.pdf

www.cbh.org.bo/archivos/docs/perforacion pozos .

www.slideshare.net/anaelisleal/tratamiento-de-pozos-petroleros

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