Casing Y Liner Perforacion

NUEVAS TECNOLOGIAS CASING El Propósito de Instalar una Tubería de Revestimiento (Casing) es permitir la perforación y completamiento de un pozo, es necesario “delinear” el agujero perforado con tubería de acero. Una vez que está este en su lugar, es cementada, soportando la tubería de revestimiento y sellando el espacio anular para:      

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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 adicionales. 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 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 broca 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 ordenado. 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

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.

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 • Ruptura • Tensión • Triaxial

Colapso o aplastamiento Es la presión aplastante que la tubería debe resistir. La presión ejercida por la columna de fluido de perforación en el espacio anular, creado por la tubería y el hoyo, y la presión de las formaciones perforadas, tienen que ser contrapesadas por la columna del fluido que está dentro de la tubería y por la resistencia de los tubos mismos al aplastamiento. Debido a que la presión hidrostática de una columna de lodo aumenta con la profundidad, la presión de colapso sobre el revestidor es máxima en el fondo y nula en la superficie. El cemento que circunda los tubos contribuirá en cierto grado a contrarrestar tales presiones, pero ese refuerzo dado por el cemento no puede considerarse como muy efectivo, por ser tan difícil la evaluación de la eficiencia y uniformidad del trabajo de cementación. Por tanto, se suele descartar la resistencia adicional debida al cemento. Ruptura o estallido Terminado un pozo, su tubería revestidora invariablemente se somete a presiones de pruebas de fuga, o más a las motivadas por la maniobra de introducción forzada de cemento en las formaciones debido a una variedad de razones formuladas en el programa de terminación original o de reacondicionamiento posterior del pozo. Las presiones interiores y exterior en la zapata del revestidor (Pi) y (Pe) se calculan con la máxima presión de formación esperada a la profundidad final de la sección siguiente TD.

Tensión 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 tubería revestidora. Ya que la sarta está sostenida por un extremo, del que cuelga el resto de la misma, algo de elongación habrá de ocurrir, como resultado de la tensión. Como las conexiones que unen a los tubos son las partes más débiles, debe considerarse entonces el peso de la sarta y la resistencia a la tensión. Otras cargas tensiónales puede deberse a: • Doblamiento • Arrastre • Cargas de impacto y esfuerzos inducidos durante las pruebas de presión. Al diseñar el revestimiento se considera que el tramo superior de la sarta como el punto más débil a la tensión toda vez que tendrá que soportar el peso total de la misma. Triaxial Las cargas de colapso, ruptura y tensión calculadas hasta ahora, han todas asumido que los esfuerzos se encuentran en una dirección simple o uniaxial. En la práctica, las cargas de servicio generan esfuerzos triaxiales.

TIPOS DE CASING

CASING CONDUCTOR La sarta es instalada para proteger la superficie de la erosión por el fluido de perforación utilizada para apoyar formaciones noconsolidadas, proteger arenas de aguas frescas de ser contaminadas y reviste cualquier depósito 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. 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.

CASING DE SUPERFICIE

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.

CASING INTERMEDIO 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. Comúnmente los diámetros más escogidos para la sarta intermedia son: 8 5/8, 9 5/8, 10 3/4 y 11 3/4 pulgadas.

CASING DE PRODUCCIÓN 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. La serie de diámetros más 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 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. 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. CASING PATCH Un conjunto de fondo de pozo o un sistema de herramienta que se utiliza en la reparación correctiva de la carcasa de los daños, corrosión o fugas. Parches de tubería de revestimiento con mayor frecuencia se utiliza como a corto y mediano plazo reparaciones que permite la producción que se reanudó hasta que una operación de reacondicionamiento importante está programado. En algunos casos, como en los pozos agotados acercan al final de producción viable; un parche carcasa pueden ser los únicos medios económicos de forma segura de volver el bien a la producción.

LINER DE PRODUCCIÓN 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. 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. 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. FORMA DE CORRER UN LINER Un liner será suspendido o 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.

VENTAJAS •Más económico. •Control de presión y estimulación (liner cementado). •Estabilidad del pozo

DESVENTAJAS •Dificultad en la cementación. •No control de fluidos (liner cementado). •Taponamiento de ranuras. •Control de estimulación

no

CASING, CASING PATCH, LINER

Presentado por: JULIO DAVID GARCIA CAMILO MENDEZ

PERFORACION

FUNDACION UNIVERSITARIA DE AMERICA BOGOTA D.C 2012