1. TIPOS Y FUNCIONES DE LOS
REVESTIMIENTOS
Las dos principales funciones de un revestimiento o casing son:
• Mantener segura la perforación, resistiendo las fuerzas que se producen o
imponen por parte de las formaciones revestidas y los equipos que son introducidos en
estos, con un daño mínimo en su estructura.
• La segunda es mantener la vida útil del pozo cumpliendo todos los objetivos a lo
largo de todo su funcionamiento sin requerir un Workover (o reacondiconamiento de
pozo después de ser perforado).
Junto a lo anterior el aspecto económico se hace el complemento ideal de eficiencia
buscado por la industria del petróleo y gas; así existen programas computarizados de
diseño detallado que incluyen el análisis triaxial (procedimiento complejo de análisis
necesariamente hecho por computadora que mide el efecto combinado de todas las
fuerzas actuando sobre el casing y comparando este resultado con el minimum yield
strenght del material a usarse) Tendiendo a revestimientos de bajo costo, no obstante
se recomienda usar estos programas se recomienda confirmar los resultados con
cálculos sobre el papel, para convalidar criterios y obtener el diseño más aplicable a la
realidad.
Durante la vida del pozo esta tubería puede verse afectada por dos presiones, burst
o de estallido y la de collapse o de colapso producidas por los influjos desde las
formaciones que pueden filtrarse a través de malas cementaciones; Un pozo
comúnmente se compone de los siguientes revestimientos:
 Stove pipe. (no indicado) Usado en perforaciones continentales para proteger
el primer segmento del hueco y mantener el retorno de fluidos mientras se perfora
hasta donde llegará el conductor pipe, colocado hasta unos cuantos pies bajo el cellar
o contrapozo, sin estar conectado al diverter o a las blowout preventers (BOP´s), la
única consideración técnica que se necesita es que sea del tamaño suficiente para
correr el conductor dentro.
 Conductor pipe. En una torre en tierra o en una torre costa-afuera el conductor
debe ser perforado y cementado o asegurado. El conductor está conectado a un
diverter en superficie mientras se perfora la siguiente sección donde se colocará el
surface casing.
El conductor debe estar siempre cementado hasta la superficie o hasta el mud line y
deberá soportar las cargas compresivas impuestas por: las sartas de revestimiento y
completamiento posteriores; el “wellhead” (cabezal de pozo) y a veces, el peso de las
BOP´s. Su resistencia a doblarse debe ser considerada si se encuentra elevado de la
superficie sin el soporte suficiente y en mayor manera si está expuesto al movimiento
de las holas y corrientes marinas que también propician condiciones de severa
corrosión.
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2.  Surface casing. Normalmente es el primero en estar conectado a las BOP´s. El
zapato debe ser colocado a la profundidad que brinde un gradiente de fractura alto que
soporte los influjos sorpresivos de las formaciones, mientras se perfora la siguiente
fase. Es asentado tan profundo como para permitir la colocación del revestimiento de
producción o el intermedio. Este revestimiento protege el wellbore de gas de poca
profundidad (se considera gas somero el encontrado antes de ser colocadas las BOP),
arenas inconsolidadas, shales empantanantes, zonas de pérdida de circulación y aislar
las fuentes de agua dulce.
 Intermediate casing. Corrido en pozos profundos con presencia de
formaciones problemáticas, que hacen poco seguras las operaciones de perforación
después de asentar el casing de superficie, hasta la profundidad de asentamiento del
revestimiento de producción. Se cementa generalmente hasta por debajo del zapato
del revestimiento anterior, lo que favorece la opción de cortar y retirar la tubería al
abandonar el pozo o en el caso de realizar operaciones de sidetracking.
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3.  Production casing. Puede estar a lo largo de la totalidad del hueco o por encima
del reservorio, sin colocar algún otro revestimiento gfdfposterior, en tal caso, el pozo
puede producir así o eventualmente correrle uno o más liners, incluso también a través
de un gggcompletamiento de grava, para el control de arena. En el caso de estar
asentado a través de la formación, debe ser bien escogido para gggcontrarrestar las
presiones colapsantes.
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4.  Drilling liner. Este se corre dentro del revestimiento de producción pero es
asentado por encima del reservorio. Para permitir perforaciones más profundas
posteriormente, eliminando la necesidad de correr otra sarta de revestimiento.
 Production liner. Asentado dentro del revestimiento de producción o dentro
del drilling liner una vez corrido este último, hasta la zona productora brindando
aislamiento, y si es necesario, incorporando empaquetamiento de grava interno o
externo.
El tope del colgador del liner generalmente incorpora un PBR, usado en caso de
tener varios liners paralelos, o para asentar completamientos removibles sin el uso de
un packer en el revestimiento.
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