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.
Las tuberías de revestimiento se fabrican de acero de la más alta calidad y bajo estrictos controles de seguridad en los procesos de fabricación. Son del tipo sin costura,
obtenidas
por
fusi ón fusión
en
horno
y
soldadas
eléctricamente.
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.
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. Las diferentes sartas de revestimiento que se pueden colocar en un pozo son:
Revestidor Conductor.
Revestidor Superficial.
Revestidor Intermedio.
Revestidor de Producción.
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.
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 tuber ías que serán colocadas en el pozo. Por esta razón se cementan hasta superficie.
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 entre 11000’ 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.
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.
Son equipos que se utilizan para cerrar el pozo y permitir que la cuadrilla controle un cabeceo o arremetida antes de que ocurra un reventón. Existen dos tipos básicos de preventores: anular y de ariete.
Poseen un elemento de goma que sella al cuadrante, la sarta de perforación, los portamechas o al hoyo mismo si no existiere sarta en el hoyo.
Consisten de grandes válvulas de acero (arietes) que tienen elementos de goma que sirven de sello.
Preventores de Ariete Ciego: Se utiliza para sellar un hoyo abierto.
Permiten cortar la tubería de perforación en el caso de que los otros preventores fallen, y así puedes cerrar el pozo en el caso de una arremetida.
Es el conjunto de válvulas que se coloca en un pozo a nivel de superficie con objeto de controlar las presiones dentro del mismo, así como el movimiento de fluidos en el aparejo de producción y/o en el espacio anular.
El árbol de válvulas es un equipo conectado a las tuberías de revestimiento (ademe) en la parte superior, que a la vez que las sostiene, proporciona un sello entre ellas y permite controlar la producción del pozo. Fig. 11.1 Por lo general el árbol de válvulas se conecta a la cabeza del pozo; la cual es capaz de soportar la TR, resistiendo cualquier presión que exista en el pozo.
El árbol de válvulas es un conjunto de conexiones, válvulas y otros accesorios con el propósito de controlar la producción y dar acceso a la tubería de producción. El elemento que está en contacto con la sarta de la TP es la brida o un bonete. Existen diferentes diseños, todos tienen la particularidad de que se unen al cabezal de la TP usando un anillo de metal como sello. Los tipos principales difieren en la conexión que tienen con la válvula maestra, la cual puede ser mediante rosca o con brida. Las válvulas del medio árbol se fabrican de acero de alta resistencia. Generalmente son válvulas de compuerta o de tapón, bridas o roscables.
Es la que controla todo el sistema con capacidad suficiente para soportar las presiones máximas del pozo. Debe ser del tipo de apertura máxima, con un claro (paso) igual o mayor al diámetro interior de la TP; para permitir el paso de diferentes herramientas, tales como los empacadores, pistolas para disparos de producción, etc. A continuación de la válvula maestra se encuentra la conexión en cruz que sirve para bifurcar el flujo a los lados, provista de válvulas para su operación. A cada lado de la conexión están las válvulas laterales. Estas pueden ser del tipo de apertura restringida, con un diámetro nominal un poco menor al de la válvula maestra, sin que esto cause una caída de presión apreciable. La válvula superior (porta manómetro), se localiza en la parte superior y sirve para controlar el registro de presiones leyéndose, cuando sea necesario, la presión de pozo cerrado y la de flujo a boca de pozo. Asimismo, la válvula superior sirve para efectuar operaciones posteriores a la terminación, tales como: desparafinamiento, registro de presiones de fondo fluyendo y cerrado, disparos, etc. En operaciones que no se requiere interrumpir el flujo, se cierra la válvula y se coloca un lubricador para trabajar con presión; introduciendo en el cuerpo de éste las herramientas necesarias abriendo la válvula porta manómetro para permitir su paso.
Las conexiones en rosca de las válvulas del árbol se usan para presiones máximas de 345 bares (4,992 lb/pg2), mientras que las conexiones en brida no tienen límite en cuanto a presión (recordando que la máxima presión de trabajo establecida por el API es de 1035 bares (14,796 requieren que tengan un cierre perfecto.
lb/pg2). Las conexiones se
