Tipos de Revestidores PRESENTACION

1.- ¿CUALES SON LOS TIPOS DE REVESTIDORES (CASING)? Las diferentes sartas de revestimiento que se pueden colocar en un pozo son: Conductor marino / tubería hincada o pilote de fundación. Revestidor Conductor. Revestidor Superficial. Revestidor Intermedio. Revestidor de Producción. Camisa o “Liner”: − Intermedia o Protectora. − De producción. Revestidor removible o “Tie back”. − Conductor. Conductor. − Tie back.

Conductor marino / tubería hincada o pilote de fundación.- Es la primera sarta de revestimiento que se utiliza en la perforación p erforación con el objetivo de proteger prot eger el suelo superficial no consolidado y blando, asegurando la estab ilidad de la superficie donde es colocado el equipo de perforación y guiar la sarta de perforación p erforación y las subsecuentes tuberías de revestimiento dentro del hoyo. La p rofundidad de asentamiento varía entre 90’ y 150’, con un tamaño entre 26” y 45”. Conductor marino / tubería hincada o pilote de fundación.- Son clavados con martillos hidráulicos o vibratorios y el nombre que se le da a esta sarta está relacionado al tipo de operación que se realiza: − Conductor marino: perforación costa afuera con impiderreventones superficiales. superficiales. − Pilote de fundación: perforación costa a fuera con impiderreventones submarinos. − Tubería hincada: perforación en tierra. 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 asentami ento 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 l os tanques de superficie. −Proteger formaciones de agua dulce superficiales superficiale s 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.- Tiene como objetivo fundamental proteger las formaciones superficiales de las condiciones de perforación más pro fundas. 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.- 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.

Revestidor de 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 p roducir 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. - 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.

Tie Back.- Los liners de producción generalmente se conectan hasta superficie (en el cabezal del pozo) usando una sarta de revestimiento “tie back” cuando el pozo es completado. Esta sarta se conecta al tope del liner con un conector especial. El tie back aisla revestidor usado que no puede resistir las posibles cargas de presión si continua la perforación, proporcionando integridad de p resión desde el tope del liner al cabezal del pozo. También permite aislar un revestimiento gastado que no puede resistir incrementos de presión o aislar revestimientos intermedios en casos de incrementos de producción.

2.- ¿QUÉ ES EMULSIÓN? Una dispersión de un líquido inmiscible en otro mediante el uso de una sustancia química que reduce la tensión interfacial entre los dos líquidos para lograr estabilidad. Una emulsión se puede presentar de dos maneras directa o inversa.

Caracteristicas principales de las emulsiones : -

La emulsión directa o inversa, dependen de los materiales que se le agreguen, pueden ser reversibles, esto es, una emulsión directa en determinadas circunstancias, puede transformarse en inversa y viceversa, una emulsión inversa se puede transformar en directa. Esta es una técnica que puede emplearse para formar emulsiones, aunque también si no se maneja adecuadamente la emulsión puede llegar a romperse.

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Las emulsiones tienen la propiedad de suspender sólidos, de m odo que estos llegan a formar parte del volumen total de ellas.

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Dependiendo del tipo de emulsión, los sólidos llegan a ser mojados en agua en el caso de una emulsión directa y mojados en aceite, en el caso de una emulsión inversa. Si esto no fuera así, los sólidos no se incorporarían a la emulsión, floculándose y separándose de ella. Esto es, los sólidos generalmente se incorporan a la fase continua de la emulsión, esto es, en la emulsión directa la fase continua es agua y la dispersa aceite; del mismo modo en la emulsión inversa, la fase continua es aceite y la dispersa, agua.

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La relación aceite-agua de la emulsión es determinante en un fluido de perforación, ya que la viscosidad de la emulsión estar á directamente asociada a la velocidad de la perforación; esto es, mientras menor sea la viscosidad del fluido mojara mas rápidamente la formación acelerando la perforación; esto es igual viceversa, a mayor viscosidad, la perforación será retardada. Asimismo, esta relación aceite-agua tiende a generar una cierta gelatinosidad (habilidad de suspender los sólidos cuando el fluido esta en reposo; esto es, una buena emulsión tiene que tener la propiedad de generar una gelatinosidad con el tiempo, con el objeto de evitar que los sólidos en suspensión se vayan al fondo del pozo al suspender el bombeo del fluido, con los consiguientes problemas que esto ocasionaría (la barrena y la sarta de perforación quedarían atrapados en el fondo del pozo).

Tipos de emulsión.- Se utilizan dos tipos de emulsión como lodos:

1. emulsión directa.- Consiste en la emulsión de aceite en agua es decir que tiene como fase continua agua y como fase dispersa aceite, conocida como "lodo de emulsión", cabe destacar que la misma se clasifica como lodo a base agua. 2. Emulsion inversa.- Consiste en la emulsión de agua en aceite, es decir que tiene como fase continua aceite y como fase dispersa agua, es conocida como "lodo de emulsión inversa". Además se clasifica como lodo a base de aceite.

Características principales de las emulsiones inversas -

En una emulsión inversa, la fase dispersa es el agua, quiere decir que las gotitas de agua están rodeadas por gotitas de aceite. En una emulsión inversa para que el agua se emulsifique con el aceite, es necesario q ue la tensión superficial del agua sea ma s baja que la del aceite y por consiguiente se dispersen las gotitas de agua. Entonces, para formar una emulsión inversa es necesario que además de las fases se agreguen aditivos que promuevan su formación; e sto es, emulsificantes, dispersantes, humectantes, etc.

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La fase continua es aceite, se necesita que todos los materiales añadidos a la emulsión sean solubles o dispersados en aceite, esto es, mojados por el aceite; cuando esta condición no se cumple, la emulsión será muy débil y se podrá invertir fácilmente a directa.

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Para formar una emulsión inversa estable y resistente a conta minaciones, es necesario además de agregar los aditivos correctos y en las proporciones adecuadas, que ha ya una buena agitación, ya que una emulsión necesita una gran cantidad de energía (agitación y calor). Al haber una buena fuente de agitación y calor las gotas dispersas de agua se harán cada vez mas pequeñas aumentando con ello la estabilidad de la emulsión.

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En el caso de emulsiones inversas para fluidos de perforación, al entrar en contacto con las diferentes clases de arcillas y electrólitos que se encuentran en el subsuelo, hay que tener en cuenta que estos materiales cuentan en su mayor parte con cargas eléctricas que pueden desestabilizar la emulsión. Para evitar que pase esto, es conveniente agregar a la fase dispersa electrólitos en cantidad suficiente, de modo que las arcillas no tengan un intercambio electrostático ni iónico con la fase dispersa, ya que de suceder esto, la emulsión tendera a desestabilizarse. Esto es, mientra s mayor sea la cantidad de electrólitos en estado iónico en la fase dispersa, mayor será su resistencia a contaminarse con los diferentes materiales encontrados en la perforación.

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En fluidos de emulsión inversa que vayan a ser densificados a pesos específicos altos, por Ej. l.80 o mas, se recomiendan relaciones de aceite-agua, mayor la cantidad de aceite que de agua, por ejemplo, 80% de aceite y 20% de agua, ya que las gotitas de agua estarán mas dispersadas de modo que haya lugar para suspender los sólidos (Barita y recortes), de modo que los sólidos al entrar a formar una parte del volumen de la emulsión no aumenten en demasía la viscosidad de la misma. Asimismo es importante,tener la fase dispersa con la mayor cantidad posible de electrólitos (NaCl saturado) de modo que la estabilidad de la emulsión sea mayor.

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Las emulsiones inversas bien formuladas no son afectadas por electrólitos (Sodio, calcio, magnesio, etc.) encontrados en el agujero durante la perforación, asimismo por ser su fase continua aceite, el filtrado que pasará a la formación será exclusivamente de aceite no dañando esta, así como los sólidos serán mojados por aceite facilitando la perforación, y el agujero tendrá un calibre uniforme.

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Una emulsión inversa bien formulada debe tener siempre la virtud de que el filtrado A.P.I. sea cero o si hay alguno debe ser exclusivamente de aceite.

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Una prueba determinante para determinar si una emulsión inversa esta bien formulada se encuentra en el filtrado a alta temperatura y alta presión. Mientras menor sea el filtrado de aceite obtenido más estable será la emulsión. Por el contrario, mientras mayor sea el filtrado y si se encuentra agua en él, será indicación de la inestabilidad de la emulsión. En una buena emulsión esto se puede corregir por medio de tratamiento químico o agitación.