Tubos y carcasa

Los tubos y las cuerdas de revestimiento son las partes principales de la construcción del pozo. Todos los pozos perforados con el propósito de producir petróleo o gas (o inyectar materiales en formaciones subterráneas) deben estar forrados con material con suficiente resistencia y funcionalidad. Tubería y la carcasa son partes clave de octg. La tubería es una tubería distinta, instalada en la carcasa de producción después de cementar bien para permitir que el petróleo y los gases fluyan al suelo. Las cubiertas son aquellas tuberías que sostienen la pared del pozo de petróleo y gas. Se divide principalmente en 3 categorías principales: superficie, protección y carcasa de producción.

Tubería

La tubería es el conducto a través del cual el petróleo y el gas se traen de las formaciones de producción a las instalaciones de la superficie del campo para el procesamiento. La tubería debe ser adecuadamente fuerte para resistir cargas y deformaciones asociadas con la producción y los reacondicionamiento. Además, los tubos deben ser dimensionados para soportar las tasas esperadas de producción de petróleo y gas. Claramente, el tubo que es demasiado pequeño restringe la producción y el posterior rendimiento económico del pozo. Sin embargo, la tubería que es demasiado grande puede tener un impacto económico más allá del costo de la propia cadena de tubería, porque el tamaño de la tubería influirá en el diseño de revestimiento general del pozo.

Carcasa

El revestimiento es el principal componente estructural de un pozo. La carcasa es necesaria para:

• maintain borehole stability

• prevent contamination of water sands

• isolate water from producing formations

• control well pressures during drilling, production, and workover operations

casing provides locations for the installation of:

• Preventores de reventones

• Equipo del wellhead

• Empacadores de producción

• Tubería de la producción

El costo de la carcasa es una parte importante del costo total del pozo, por lo que la selección del tamaño de la carcasa, el grado, los conectores y la profundidad de ajuste es una consideración primaria de ingeniería y económica.

Cuerdas de carcasa

Hay cinco tipos básicos de cuerdas de carcasa:

• conductor casing

• surface casing

• intermediate casing

• production casing

• liner

conductor casing

conductor casing is the first string set below the structural casing (i.e., drive pipe or marine conductor run to protect loose near-surface formations and to enable circulation of drilling fluid). the conductor isolates unconsolidated formations and water sands and protects against shallow gas. this is usually the string onto which the casing head is installed. a diverter or a blowout prevention (bop) stack may be installed onto this string. when cemented, this string is typically cemented to the surface or to the mudline in offshore wells.

surface casing

surface casing is set to provide blowout protection, isolate water sands, and prevent lost circulation. it also often provides adequate shoe strength to drill into high-pressure transition zones. in deviated wells, the surface casing may cover the build section to prevent keyseating of the formation during deeper drilling. this string is typically cemented to the surface or to the mudline in offshore wells.

intermediate casing

intermediate casing is set to isolate:

• Secciones inestables del agujero

• Zonas de pérdida de circulación

• Zonas de baja presión

• Zonas de producción

A menudo se establece en la zona de transición de presión normal a anormal. La parte superior de cemento carcasa debe aislar las zonas de hidrocarburos. Algunos pozos requieren múltiples cadenas intermedias. Algunas cuerdas intermedias también pueden ser cadenas de producción si un forro se ejecuta debajo de ellas.

Carcasa de producción

La cubierta de la producción se utiliza para aislar zonas de la producción y para contener presiones de la formación en caso de un escape de la tubería. También puede estar expuesto a:

• injection pressures from fracture jobs

• downcasing, gas lift

• the injection of inhibitor oil

a good primary cement job is very critical for this string.

liner

liner is a casing string that does not extend back to the wellhead, but is hung from another casing string. liners are used instead of full casing strings to:

• Reducir el costo

• Mejorar el rendimiento hidráulico al perforar más profundo

• Permitir el uso de tubos más grandes por encima de la parte superior del forro

• No representan una limitación de tensión para una plataforma

Los revestimientos pueden ser una cadena intermedia o de producción. Forros están típicamente cementados en toda su longitud.

Cadena de tiebback

La cadena tiebback es una cadena de revestimiento que proporciona integridad de presión adicional desde la parte superior del revestimiento hasta la cabeza del pozo. Un tiebback intermedio se usa para aislar una cadena de revestimiento que no puede soportar posibles cargas de presión si se continúa perforando (generalmente debido a un desgaste excesivo o presiones más altas que las anticipadas). De manera similar, un tiebback de producción aísla una cadena intermedia de las cargas de producción. Los ataduras pueden ser no cementados o parcialmente cementados. A continuación se muestra un ejemplo de un programa de carcasa típico que ilustra cada uno de los tipos de cadena de carcasa especificados.

Propiedades de la tubería y de la cubierta

American Petroleum (api) ha formado estándares para la carcasa de petróleo/gas que son aceptados en la mayoría de los países por compañías petroleras y de servicios. Carcasa se clasifica de acuerdo a cinco propiedades:

• the manner of manufacture

• steel grade

• type of joints

• length range

• the wall thickness (unit weight)

almost without exception, casing is manufactured of mild (0.3 carbon) steel, normalized with small amounts of manganese. strength can also be increased with quenching and tempering. api has adopted a casing "grade" designation to define the strength of casing steels. this designation consists of a grade letter followed by a number, which designates the minimum yield strength of the steel in ksi (103 psi).