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”). (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.
Objetivo
Estas tuberías tienen como meta primordial aislar el yacimiento de fluidos indeseables en la formación productora y de otras zonas del agujero, también para la instalación de empacadores de producción y accesorios utilizados en la terminación del mismo. En el
diseño de tubería se deberá tener especial atención, considerando todos los elementos que intervienen en su programación. Etapa de Explotación 5 7/8”
En esta etapa se perfora la zona productora del campo (formaciones carbonatadas del Cretácico Superior y Cretácico Medio). Los problemas más comunes para los fluidos de perforación en esta etapa son: altas temperaturas (155 °C), contaminación con CO 2 y/o H2S. Esta zona se caracteriza por presencia de fracturas naturales, en las cuales el valor de gradiente de presión de poro (1,18 gr/cc) es prácticamente el mismo que el de fractura, se deben perforar en un punto de equilibrio para evitar las pérdidas de circulación y al mismo tiempo mantener controlado el pozo. El fluido empleado es base agua Polimérico para alta temperatura con Carbonato de Calcio como agente puenteante y densificante. El mantenimiento de un pequeño exceso de Cal actúa como inhibidor de hidratación de cuellos arcillosos al intercambiar cationicamente el sodio por el calcio en las arcillas encontradas. Si se detecta presencia de H 2S el sistema debe ser tratado con un compuesto Amínico. El incremento de la viscosidad puede ocurrir por insuficiencia de aditivos, incremento del contenido de solidos o por contaminación de carbonatos. El MBT es mantenido en un valor menor de 40 kg/m3. Esto ayuda a eliminar los problemas de gelación asociados con la temperatura de fondo y la contaminación con gases ácidos. La adición de polímeros defloculantes reducen las fuerzas de gel y el punto de cedencia. Las propiedades típicas de estos fluidos son: densidad de 1,20-1,60 gr/cc, viscosidad plástica de 10-33 cp, punto de cedencia 6-18 lb/100ft 2, gel inicial 2-8 lb/100ft 2, gel a 10 min. 5-20 lb/100ft 2, filtrado 3-6 cc, pH de 10. Una ventaja del empleo de los fluidos base agua es que permiten la aplicación de la técnica de perforación bajo balance, es decir perforar con el pozo fluyendo en forma controlada, con los fluidos base agua se facilita la separación en superficie del aceite y el gas producido durante la perforación bajo balance. Con esta técnica se mejoran los ritmos de penetración, se disminuyen las pérdidas de circulación y el daño a la zona productora.
Terminación Una vez cementada la tubería de explotación (5”), se procede a realizar la terminación del pozo. En esta etapa se requiere la utilización de fluidos limpios libres de solidos a fin de evitar el daño a la formación durante las operaciones de disparo y pruebas de admisión. Además de que al no tener sólidos en suspensión facilitan la introducción del empacador, el aparejo de producción, herramientas calibradoras, de disparos, de registros de producción, etc. Dependiendo de la densidad, se puede emplear:
Agua tratada (1,0 gr/cc) Salmuera sódica (1,01-1,19 gr/cc) Salmuera cálcica (1,20-1,39 gr/cc)
La ventaja de este tipo de fluidos es que proveen un amplio rango de densidades para controlar las presiones de formación sin usar sustancias dañinas como la barita.
TUBERIA DE REVESTIMIENTO CORTA (Liners).
Constituye una instalación especial que evita utilizar una sarta de la superficie al fondo del pozo; la longitud de esta tubería permite cubrir el agujero descubierto, quedando una parte traslapada dentro de la última tubería que puede variar de 50 a 150 m, y en ocasiones se emplea una longitud mayor, dependiendo del objetivo de su introducción.
Razones para su utilización. Control del pozo. - El liner permite aislar zonas de alta o baja presión y terminar o continuar la perforación con fluidos de alta o baja densidad.
Economía de tubería de revestimiento. – Se pueden efectuar pruebas de producción de horizontes cercanos a la zapata de la última tubería de revestimiento, a un costo muy bajo, debido a la pequeña cantidad de tubería usada, no comparable con una tubería llevada hasta la superficie.
Rápida instalación. - Las tuberías de revestimiento cortas pueden colocarse en el intervalo deseado mucho más rápido que las normales, ya que una vez conectada la cantidad requerida, esta es introducida con la tubería de perforación.
Ayuda a corregir el desgaste de la última tubería de revestimiento cementada. - Al continuar la perforación existe la posibilidad de desgastar la tubería de revestimiento. Esto se puede corregir mediante una extensión o complemento de una tubería corta.
Evita volúmenes muy grandes de cemento. Debido a que las tuberías cortas no son cementadas hasta la superficie.
Permite utilizar empacadores y tuberías de producción de mayor diámetro. - Al no tener un diámetro restringido en la tubería de explotación, se utilizan empacadores y tuberías de producción con un área mayor de flujo, las cuales quedaran arriba de la boca de la tubería corta. Auxilia en la hidráulica durante la perforación al permitir utilizar sartas de perforación combinadas, mejora las pérdidas de presión por fricción en la tubería de perforación, durante la profundización del pozo, permitiendo alcanzar mayor es profundidades con sartas más resistentes. La siguiente figura representa un ejemplo de distribución de tuberías de revestimiento donde se ven la conductora, superficial, intermedias y de explotación que incluyen un liner.
