Tubulação e Revestimento

Tubos e cordas de revestimento são as principais partes da construção do poço. Todos os poços perfurados para fins de produção de petróleo ou gás (ou injetar materiais em formações subterrâneas) devem ser encaixotados com material com resistência e funcionalidade suficientes. Tubulação e invólucro são porções-chave de octg. A tubulação é uma tubulação distinta, instalada na carcaça da produção após a cimentação bem para permitir o fluxo do óleo e dos gás à terra. Tripas são aqueles tubos que suportam a parede de petróleo e gás bem. É dividido principalmente em 3 categorias principais-a superfície, proteção e embalagem da produção.

Tubulação

Tubulação é o canal através do qual o petróleo e o gás são trazidos das formações produtoras para as instalações de superfície do campo para processamento. A tubulação deve ser suficientemente forte para resistir a cargas e deformações associadas à produção e workovers. Além disso, a tubulação deve ser dimensionada para suportar as taxas esperadas de produção de petróleo e gás. Claramente, a tubulação que é demasiado pequena restringe a produção e o desempenho econômico subseqüente do poço. A tubulação que é muito grande, no entanto, pode ter um impacto econômico além do custo da própria corda da tubulação, porque o tamanho da tubulação influenciará o design geral da carcaça do poço.

Invólucro

Invólucro é o principal componente estrutural de um poço. Invólucro é necessário 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:

• Preventivos blowout

• Equipamento do poço

• Empacotadores produção

• Tubulação produção

O custo do invólucro é uma parte importante do custo geral do poço, portanto, a seleção do tamanho do invólucro, grau, conectores e profundidade de configuração é uma consideração primária de engenharia e econômica.

Cordas do invólucro

Existem cinco tipos básicos de cordas de revestimento:

• 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:

• Seções instáveis do furo

• Zonas de circulação perdida

• Zonas de baixa pressão

• Zonas produtivas

Muitas vezes é definido na zona de transição da pressão normal para anormal. A parte superior do cimento do revestimento deve isolar todas as zonas do hidrocarboneto. Alguns poços requerem múltiplas cordas intermediárias. Algumas strings intermediárias também podem ser strings de produção se um liner for executado abaixo delas.

Embalagem produção

A carcaça da produção é usada para isolar zonas da produção e conter pressões da formação no caso de um escape da tubulação. Também pode estar exposto 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:

• Reduzir o custo

• Melhorar o desempenho hidráulico ao perfurar mais profundamente

• Permitir o uso de tubos maiores acima do forro superior

• Não representam limitação de tensão para um equipamento

Liners podem ser uma cadeia intermediária ou de produção. Forros são tipicamente cimentados em todo o seu comprimento.

Corda tieback

A corda tieback é uma corda do revestimento que forneça a integridade adicional da pressão da parte superior do forro à cabeça do poço. Um tieback intermediário é usado para isolar uma cadeia de revestimento que não pode suportar possíveis cargas de pressão se a perfuração for continuada (geralmente devido a desgaste excessivo ou pressões superiores às previstas). Similarmente, um tieback de produção isola uma string intermediária das cargas de produção. Tiebacks podem ser não cimentados ou parcialmente cimentados. Um exemplo de um programa de revestimento típico que ilustra cada um dos tipos de string de revestimento especificados é mostrado abaixo.

Propriedades de tubos e invólucro

O american petroleum inst. (api) formou padrões para revestimento de óleo/gás que são aceitos na maioria dos países pelas empresas de petróleo e serviços. O invólucro é classificado segundo cinco propriedades:

• 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).