Diseño de Revestidores

Según el manual de Diseño de Revestidores P.D.V.S.A. (1998) el revestidor es una tubería especial que se introduce en el hoyo perforado y luego se cementa para lograr la protección de éste y permitir posteriormente el flujo de fluidos desde el yacimiento hasta la superficie. Entre las funciones más importantes de la tubería de revestimiento están: Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación, evitar contaminaciones de aguas superficiales, permitir un mejor control de las presiones de formación, al cementarlo se puede aislar la comunicación de las formaciones de interés, sirve como punto de apoyo del equipo de trabajo y permite facilidades de producción.

En un pozo, las tuberías de revestimiento cumplen con ciertas funciones específicas, de allí que se tengan los siguientes tipos:

   Tubería conductora: Es un tubo guía de diámetro grande (16” – 30”) que se hinca hidráulicamente con un martillo hidráulico a profundidades entre 90’ y 500’. Entre las funciones específicas de este tipo de revestidor se tiene: Reduce al mínimo las pérdidas de circulación a poca profundidad, conducto por donde el lodo regresa a la superficie al comienzo de la perforación, minimiza la erosión de sedimentos superficiales debajo del taladro, ejerce protección anticorrosiva al resto de a sarta de revestimiento, soporta cargas en el cabezal del pozo, permite la instalación de un sistema desviador de flujo (“Diverter”) y de un impiderreventón en el anular.

   Tuberías de revestimiento de superficie:Son un tipo especial de tubería cuyo papel es proteger las formaciones superficiales de las condiciones de mayor profundidad de perforación. La profundidad de asentamiento está entre 300’ y 3500’ dependiendo del área operacional. Las funciones más importantes de este revestidor son: Proteger las arenas de agua dulce de la contaminación de los fluidos producidos. Esta tubería se cementa hasta la superficie, proporciona un gradiente de fractura suficiente para permitir la perforación del próximo hoyo hasta asentar el revestidor intermedio, permite la colocación de los sistemas impiderreventones para el control del pozo contra posibles arremetidas.

   Tubería de revestimiento intermedia: Tubería especial utilizada para proteger las formaciones de altos pesos de lodos y evitar contaminaciones del fluido de perforación cuando existen zonas presurizadas más profundas. Entre sus funciones tenemos: Proporciona al hoyo integridad durante las operaciones de perforación, permite control de pozo si se encuentran zonas de presiones anormales y ocurre una arremetida, permite el control del pozo si se generan presiones de succión (suabeo) durante un viaje de tubería, aísla formaciones con problemas (Lutitas inestables, flujos de agua salada o formaciones que contaminan el lodo de perforación) y permite bajar la densidad del lodo para perforar zonas de presiones normales que se encuentran debajo de zonas presurizadas.

   De producción (camisa o Tubería “liner”): Tubería especial que no se extiende hasta la superficie y es colgada de la anterior sarta de revestimiento.

Tubería de ProducciónTubería especial utilizada para cubrir la zona productiva; proporciona refuerzo

para la tubería de producción durante las operaciones de producción del pozo, además permite que dicha tubería sea reemplazada o reparada posteriormente durante la vida del pozo.

Características de las tuberías de revestimientoEl Instituto Americano del Petróleo (API) ha desarrollado estándares para los

revestidores que han sido aceptadas internacionalmente por la industria petrolera, y así ha definido sus características de la siguiente forma: Diámetro nominal, longitud, peso nominal (WN) en Lbs/ pie o Kgr, diámetro mínimo interno (“Drift Diameter”), conexiones, grados de acero, ambiente corrosivo y punto neutro.

Diámetro nominal: Los revestidores están definidos como tuberías cuyos diámetros externos varían entre   4-1/2” a 20”. La API recomienda solamente 14 diferentes tamaños (diámetros exteriores de revestidores) que son los siguientes: 4-1/2”, 5”, 5-1/2”, 6-5/8”, 7”, 7-5/8”, 8-5/8”, 9-5/8”, 10-3/4”, 11-3/4”, 13-3/8”, 16”, 18-5/8” y 20”. Los más comunes son: 4-1/2”, 7”, 9-5/8”, 10-3/4” y  20”. Para cumplir con las especificaciones de la API, el diámetro exterior de los revestidores debe mantenerse dentro de una tolerancia de  0,75%. Ver tabla # 4

Tabla # 4.- Diámetro  de la Tubería de acuerdo a la profundidad de los pozos

Diámetro Hasta 10.000’ 10.000’-13.000’ Más de 13.000’

20”20”-94 lb/pie J-55

(E)13-3/8” 61 lb/pie J-55 (T) 68 lb/pie J-55 (T) 68 lb/pie N-80 (T)9-5/8” 43,5 lb/pie N-80 (P) 47 lb/pie N-80 (P) 47 lb/pie P-110 (P)

7” 26 lb/pie N-80 (P)29 lb/pie N-80

32 lb/pie N-80 (P)29 lb/pie P-110

32 lb/pie P-110 (P)

4-1/2” 11,60 lb/pie N-80 (P) 13,5 lb/pie N-8013,50 lb/pie P-110

(P)Fuente: Manual de Diseño de Revestidores PDVSA CIED (1998, pág. 29)

Longitud de los revestidores: Los tubos de revestidores son fabricados exactamente en la misma longitud. Sin embargo, para facilitar su manejo en el campo, la API especifica los rangos en que deben construirse como sigue: ver tabla # 5.

Tabla #5.- Rangos de Longitudes de la Tubería de Revestimiento

RangoLongitud Total

del RangoLongitud Promedio

(pies)

1 (R-1) 16 – 25 222 (R-2) 25 – 34 313 (R-3) 34 – 48 42

Fuente: Manual de Diseño de Revestidores PDVSA CIED (1998, pág. 30)

Peso nominal (WN) API en lbs/pie, se usa en conexión con la tubería de revestimiento que tiene acabado los extremos tal como roscas y acoples, reforzamiento en los extremos, entre otros, El peso nominal es aproximadamente igual al peso teórico calculado por pie de una longitud de tubería con roscas y acople de 20 pies (6.1 m), basado en las dimensiones de la junta en uso para la clase de producto, cuando el diámetro particular y el espesor de la pared es utilizado”.

Diámetro mínimo interno (Drift Diameter): El mínimo diámetro interno es controlado por un diámetro específico (“drift diameter”), que no es más que el máximo diámetro de un mandril que debe pasar libremente (sin sufrir obstrucción) con su propio peso, por el interior de la tubería. La longitud de estos mandriles varía con el diámetro de la tubería, ver tabla # 6.

Tabla # 6.- Revestidores de Diámetro Libre Especial

11-7/8 71.80 0.582 - 10.625

13-3/872.0086.00

0.5140.625

12.19111.969

12.25012.000

13-1/2 81.40 0.580 - 12.250

13-5/8 88.20 0.625 - 12.250

Fuente: Manual de Diseño de Revestidores PDVSA CIED (1998, pág. 33

 Conexiones para los tubulares: Según informe técnico P.D.V.S.A. sobre diseño para tubulares de revestimiento (1998) la conexión o junta es el dispositivo mecánico que se utiliza para unir tramos de tuberías, equipos de fondo y/o accesorios para formar una sarta de tubería de características geométricas y funciones específicas.

En general, las conexiones son clasificadas en dos grandes grupos en función de la geometría:

   Conexiones API.   Conexiones Patentadas. 

Hay varias características genéricas  que permiten clasificar las juntas en diferentes categorías. La primera es si la junta es acoplada o integral, es decir, si la caja (hembra) se construye de un tubo aparte o es parte de la misma tubería, tal como se muestra en la figura # 7.

Fig. 7. Junta Acoplada Vs Junta IntegralFuente: Informe Técnico P.D.V.S.A. Diseño para Tubulares de Revestimiento (1998,

pág. 27)

La junta integral tiene una ventaja con respecto a la acoplada en el sentido de que hay una sola rosca por junta, mientras que en la acoplada hay dos. 

Grado del acero de los revestidores: Según el Manual de Diseño de Revestidores P.D.V.S.A C.I.E.D (1998), los grados de tubería definen las características. Consiste en una letra seguida por un número, que es el punto cedente mínimo del material en niveles de lbs/pulg2. Se entiende por resistencia cedente al esfuerzo de tensión requerido para producir elongación total de 0,005 pulg/pie de longitud sobre una prueba normal de muestra. En la tabla # 7 se especifican los valores de resistencia cadencia máxima y mínima, la resistencia final mínima a la tensión y a la elongación mínima por unidad de longitud, al momento de la falla.

El API define tres grupos de grados de revestidores: para servicio general, de alta resistencia y de alta resistencia con rango de cadencia controlada.

Tabla # 7.- Grados de Revestidores Recomendados por el API

GradosAPI

Resistencia Mínima

(Lcp)

Cedencia Máxima

(Lcp)

Resistencia Final Mínima de Tensión

(Lcp)

Elongación Mínima

(%)

H-40 40.000 80.000 60.000 29,5J-55 55.000 80.000 75.000 24,0K-55 55.000 80.000 95.000 19,5C-75 75.000 90.000 95.000 19,5L-80 80.000 95.000 95.000 19,5N-80 80.000 110.000 100.000 18,5C-90 90.000 105.000 100.000 18,5C-95 95.000 110.000 105.000 18,5P-110 110.000 140.000 125.000 15,0

Fuente: Manual de Diseño de Revestidores PDVSA CIED (1998, pág. 44)

Tabla # 8.- Grados de Revestidores de Alta Resistencia

GradoResistencia Mínima

Lbs/pulg2Cedencia Máxima

Lbs/pulg2

Resistencia a la Tensión Mínima

Lbs/pulg2

P-110 110.000 140.000 125.000Q-125 125.00 155.000 135.000V-150 150.00 180.000 160.000

Fuente: Manual Diseño De Revestidores PDVSA CIED (1998, pág. 44)

Procedimiento general para diseñar una tubería de revestimientoSegún el Informe Técnico Diseño para Tubulares de Revestimiento PDVSA

(1998), para diseñar la sarta de revestidores de un pozo hay que conocer una serie de datos del mismo, como las presiones de poro y de fractura hasta la profundidad final del mismo, la distribución de temperaturas, las funciones del mismo, actuales y futuras es decir, si posteriormente se utilizará métodos artificiales de levantamiento, entre otros. Seguidamente se seleccionan los diámetros más apropiados de las diferentes secciones de la sarta, lo cual depende principalmente del caudal de petróleo que se piensa extraer. Finalmente se procede al diseño propiamente dicho de la sarta, es decir, la selección de los materiales y espesores requeridos para obtener, como se dijo anteriormente, una sarta segura a un costo razonable.

Determinación de la profundidad de asentamientoLas profundidades a las cuales se asienta la tubería de revestimiento deben

adaptarse a las condiciones geológicas y la función que debe cumplir el revestidor. En los pozos profundos, generalmente la consideración primordial es controlar la acumulación de presiones anormales en la formación y evitar que alcancen y afecten zonas someras más débiles. De modo que la planificación de la colocación correcta del revestidor comienza por la identificación de las condiciones geológicas, presiones de la formación y gradientes de fractura.

El método convencional de selección de la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento comienza por la identificación del gradiente de presión intersticial o presión de poro y del gradiente de fractura. El primero se refiere a la presión que ejercen los fluidos de la formación (la presión que se mediría si se colocara un manómetro a esa profundidad), mientras que el gradiente de fractura se refiere a la presión que es capaz de romper la formación.

Ahora bien, como la presión absoluta aumenta con la profundidad, tal como se muestra en la parte (a) de la figura # 8 este aumento de  presión puede caracterizarse a través de la pendiente o gradiente, de forma tal que el gradiente de presión se define como:

Al representar el gradiente de presión como función de la profundidad de un hoyo lleno con un fluido, se obtiene una línea recta vertical, tal como se muestra en la parte (a) de la figura # 8. Sin embargo si las presiones no aumentan en forma lineal, sino que hay cambios debido a la presencia de condiciones geológicas extraordinarias, entonces los diagramas de presión vs. profundidad y gradiente de presión vs. profundidad se transforman en lo que se muestra en la parte (b) de la figura # 8.

Fig. 8. Diagramas Esquemáticos de Presión Vs. Profundidad  y Gradiente de Presión Vs. Profundidad

Fuente: Informe Técnico P.D.V.S.A. Diseño para Tubulares de Revestimiento(1998, pág. 46)

Entonces, para la selección de la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento se utiliza un gráfico donde se muestren: el gradiente de presión de poro y el gradiente de fractura, tal como el que se muestra en el ejemplo simplificado que se ilustra en la figura # 9. Evidentemente el gradiente de fractura es superior al de presión de poro.

Por razones de seguridad, se trabaja entonces con una presión ligeramente superior o sobre balance a la presión de poro, generalmente entre 0,5 y 1,0 lb/gal. Igual se hace con la presión de fractura a la que se le sustrae un valor similar (margen de arremetida) por seguridad.

Así finalmente, el proceso de selección de la profundidades de asentamiento se inicia en el fondo, proyectando la densidad del lodo a la profundidad total (presión intersticial más sobre balance) hasta el punto en que intercepta el gradiente de fractura menos un margen de arremetida (segmento a-b). Se asienta el revestidor en ese punto y da inicio al proceso otra vez (segmento c-d).