COLGADORES.pdf

ESCUELA POLITCNICA NACIONAL

ESCUELA DE INGENIERA EN GEOLOGA Y

PETRLEOS

ANLISIS TCNICO SOBRE LA APLICACIN DE COLGADORES

DE LINER EXPANDIBLES X-PAK UTILIZADOS EN POZOS

DIRECCIONALES PERFORADOS EN EL CAMPO X DEL DISTRITO

AMAZNICO

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIN DEL TTULO DE INGENIERA EN

PETRLEOS

MARA ELENA ROMERO BAYAS

[email protected]

DIRECTOR: ING. GUILLERMO ORTEGA V. MSc

[email protected]

Quito, Septiembre 2013

II

DECLARACIN

Yo, Mara Elena Romero Bayas, declaro que el trabajo aqu descrito es de mi

autora; que no ha sido previamente presentado para ningn grado o calificacin

profesional; y, que he consultado las referencias bibliogrficas que se incluyen en

este documento.

La Escuela Politcnica Nacional puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, segn lo establecido por la Ley de Propiedad

Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

Mara Elena Romero Bayas

III

CERTIFICACIN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Mara Elena Romero Bayas,

bajo mi supervisin.

Ing. Guillermo Ortega V. MSc

DIRECTOR DEL PROYECTO

IV

DEDICATORIA

El presente proyecto se lo dedico a mis Padres por todos los esfuerzos y sacrificios que realizaron para darme la oportunidad de ser alguien en la vida, por cada momento en el cual fueron ms que mis padres fueron mis amigos, por sus sabios concejos, por haberme dado valiosas enseanzas que me permiten ser cada da mejor, se los dedico a ustedes porque son mi soporte diario, mi anhelo de llegar a ser como ustedes, esas personas trabajadoras, fuertes y con convicciones inquebrantables, gracias porque han sido los mejores padres del mundo, los amo y los amar eternamente. A mis hermanas Cris y Gaby, hermano Israel y mi sobrina Aleja por formar parte de mi vida, porque tan solo con su presencia mi vida se llena de alegra, a ustedes porque Dios no me pudo haber dado un mejor regalo. A mi novio Lenin por estar siempre a mi lado, por haberme brindado todo su cario, apoyo y amor en los buenos y malos momentos, por ser esa persona en la cual encuentro mi dosis diaria de felicidad.

Mara Elena

V

AGRADECIMIENTOS

En primer lugar agradezco a Dios por haberme permitido alcanzar este sueo, por caminar junto a m en todo momento y reconfortarme frente a cualquier adversidad.

A mis Padres, Wilson y Cecilia por su paciencia, apoyo y cario; porque sin ellos no hubiera sido posible llegar a este punto, gracias por sus palabras siempre tan acertadas y ese amor incondicional que siempre me han dado.

A mis hermanas Cris y Gaby y a mi hermano Israel por ser un pilar en mi vida, gracias por brindarme cada da su apoyo y carisma, as mismo le agradezco a mi sobrina Aleja porque aunque an no lo sabe lleg a darnos una alegra incontenible.

A Lenin por caminar junto a mi casi toda mi carrera universitaria, por todas las experiencias que hemos compartido, por brindarme su cario, apoyo y alegra en cada momento. Gracias amor por que cada da fuiste esa persona ideal para m. Te amo.

A mis tos y a mi abuelita por haberme recibido en su casa cuando ms lo necesitaba y permitirme formar parte de sus hogares, gracias a todos ellos por haber credo en m.

A mis amigos y amigas por todas las buenas experiencias que vivimos, y por formar parte de este logro.

Al Ingeniero Guillermo Ortega por el apoyo y la paciencia brindada durante el desarrollo de este proyecto.

A la empresa TIW de Venezuela Sucursal Ecuador por haberme dado la oportunidad de

desarrollar este proyecto, al Ing. James Bonilla, Ing. Pedro Orbe, al Tlg. Darwin Molina por haber compartido conmigo sus conocimientos y amistad. As mismo al personal administrativo con quienes compartimos buenos momentos.

Mara Elena

VI

CONTENIDO

DECLARACIN ....................................................................................................................... II

CERTIFICACIN .................................................................................................................... III

DEDICATORIA ....................................................................................................................... IV

AGRADECIMIENTOS .............................................................................................................. V

CONTENIDO ........................................................................................................................... VI

NDICE DE FIGURAS ............................................................................................................ XII

NDICE DE TABLAS ............................................................................................................ XIV

NDICE DE GRFICAS ......................................................................................................... XV

NDICE DE ANEXOS ........................................................................................................... XVI

RESUMEN ............................................................................................................................ XVII

PRESENTACIN .................................................................................................................. XIX

CAPTULO I ...............................................................................................................................1

DESCRIPCIN DE LOS DIFERENTES TIPOS DE COLGADORES DE LINER UTILIZADOS EN EL DISTRITO AMAZNICO.....................................................................1

1.1. INTRODUCCIN ............................................................................................................1

1.2. ESQUEMA MECNICO GENERAL DE UN POZO ....................................................2

1.3. TUBERAS DE REVESTIMIENTO ...............................................................................2

1.4. FUNCIONES DE LAS TUBERAS DE REVESTIMIENTO .........................................4

1.5. TIPOS DE REVESTIDORES ..........................................................................................4

1.5.1. CASING CONDUCTOR ..........................................................................................4

1.5.2. CASING SUPERFICIAL .........................................................................................5

1.5.3. CASING INTERMEDIO ..........................................................................................5

1.5.4. CASING DE PRODUCCIN...................................................................................6

1.5.5. LINER .......................................................................................................................6

1.5.5.1. Tipos de Liner ...................................................................................................7

1.5.5.1.1. Liner Intermedio o de Perforacin .................................................................7

1.5.5.1.2. Liner de Produccin .......................................................................................7

1.5.5.1.3. Liner Tie-Back (Extensin Larga) .................................................................8

1.5.5.1.4. Liner Stub (Extensin Corta) .........................................................................8

1.5.5.1.5. Scab Liner ......................................................................................................8

1.6. CARACTERSTICAS DE LAS TUBERAS DE REVESTIMIENTO......................... 10

1.7. FUERZAS A LAS QUE EST SOMETIDO EL REVESTIDOR ................................ 11

VII

1.7.1. COLAPSO .............................................................................................................. 11

1.7.2. ESTALLIDO ........................................................................................................... 12

1.7.3. TENSIN Y COMPRESIN ................................................................................. 12

1.8. QU ES UN COLGADOR DE LINER? ...................................................................... 13

1.9. TIPOS DE COLGADORES DE LINER ....................................................................... 13

1.9.1. COLGADORES DE LINER HIDRULICOS ...................................................... 14

1.9.1.1. Mecanismo de Asentamiento .......................................................................... 16

1.9.1.2. Ventajas y Desventajas.................................................................................... 16

1.9.2. COLGADORES DE LINER MECNICOS .......................................................... 17



1.9.3. COLGADORES DE LINER CON SISTEMA EXPANDIBLE ............................. 20

1.9.3.1. TIW X PAK Liner Hanger ............................................................................. 20

1.9.3.2. TIW X PAK Drill Down .................................................................................. 21



1.10. USO PORCENTUAL DE COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES Y CONVENCIONALES EN EL ECUADOR ............................................................................... 24

CAPTULO II ............................................................................................................................ 26

PROCESO DE ENSAMBLAJE E INSTALACIN DE COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES EN POZOS DE PRODUCCIN DE PETRLEO ....................................... 26

2.1. INTRODUCCIN .......................................................................................................... 26

2.2. TIPOS DE POZOS ......................................................................................................... 27

2.2.1. DIRECCIONALES ................................................................................................. 28

2.2.1.1. Tipo J ........................................................................................................... 28

2.2.1.2. Tipo S ........................................................................................................... 29

2.3. SELECCIN DE POZOS PARA LA UTILIZACIN DE COLGADORES CONVENCIONALES O EXPANDIBLES................................................................................ 32

2.3.1. USO DE LINERS .................................................................................................... 32

2.3.2. USO DE COLGADORES ....................................................................................... 34

2.3.3. CARACTERSTICAS DE LOS COLGADORES DE LINER .............................. 37

2.4. DESCRIPCIN DE LA CONFIGURACIN BSICA DE UN COLGADOR CON SISTEMA EXPANDIBLE ......................................................................................................... 37

2.4.1. HERRAMIENTA ................................................................................................... 39

2.4.1.1. Hydraulic Power Tool ..................................................................................... 39

VIII

2.4.1.2. X-PAK Liner Setting Tool .............................................................................. 40

2.4.1.3. X-PAK Rotating Tool ...................................................................................... 40

2.4.2. SISTEMA X-PAK ................................................................................................... 42

2.4.2.1. TIW X-PAK Tie Back Expander .................................................................... 44

2.4.2.2. TIW X-PAK Liner Hanger/Packer................................................................. 44

2.4.2.3. TIW RPOB/ DPOB Sub .................................................................................. 45

2.4.2.4. TIW RP Spline Sub w/Spacer Sub.................................................................. 46

2.4.2.5. TIW Extension de Niple (2)............................................................................. 46

2.4.2.6. TIW Pump Down Plug .................................................................................... 47

2.4.2.7. TIW PDC Liner Wiper Plug ........................................................................... 47

2.5. PROCEDIMIENTO DE ENSAMBLAJE DE UN COLGADOR CON SISTEMA EXPANDIBLE ........................................................................................................................... 48

2.6. PRUEBAS DE LABORATORIO REALIZADAS AL COLGADOR ........................... 52

2.6.1. EQUIPOS UTILIZADOS ....................................................................................... 52

2.6.2. PROCEDIMIENTO DE LA PRUEBA .................................................................. 53

2.6.3. RESULTADOS DE LA PRUEBA .......................................................................... 54

2.6.4. PRUEBA DE PRESIN DE RENDIMIENTO AL 80% ....................................... 57

2.6.5. PRUEBA DE FONDO DE PRESIN AL 80% ..................................................... 57

2.6.6. PRUEBA DE PRESIN A 10000 PSI .................................................................... 58

2.6.7. CONCLUSIONES DE LAS PRUEBAS REALIZADAS ....................................... 60

2.7. INFORMACIN NECESARIA PARA CORRER UN COLGADOR CON SISTEMA EXPANDIBLE ........................................................................................................................... 61

2.8. ACCESORIOS UTILIZADOS DURANTE LA INSTALACIN DE UN COLGADOR CON SISTEMA EXPANDIBLE ............................................................................................... 71

2.8.1. LANDING COLLAR (COLLAR DE ACOPLAMIENTO)................................... 72

2.8.2. FLOAT COLLAR (COLLAR FLOTADOR) ........................................................ 72

2.8.3. SET SHOES (ZAPATO GUA) .............................................................................. 73

2.8.4. CENTRALIZADORES .......................................................................................... 74

2.8.5. RASPADORES ....................................................................................................... 75

2.9. CABEZAS DE CEMENTACIN .................................................................................. 75

2.9.1. CABEZA DE CEMENTACIN TIPO HEAVY DUTY ....................................... 75

2.9.2. CABEZA DE CEMENTACIN TIPO TOP DRIVE ............................................ 76

2.10. PROCEDIMIENTO DE INSTALACION DE UN COLGADOR CON SISTEMA EXPANDIBLE EN POZOS PARA LA PRODUCCIN DE PETRLEO ............................. 78

2.10.1. PROCEDIMEINTO DE INSTALACIN ............................................................. 78

IX

2.10.2. FENMENO DE LA EXPANSIN....................................................................... 83

2.10.2.1. Trabajo en Fro ............................................................................................... 84

2.10.3. FUERZAS A LAS QUE EST SOMETIDO EL COLGADOR DURANTE LA INSTALACIN ..................................................................................................................... 86

2.10.3.1. Colapso ............................................................................................................ 87

2.10.3.2. Estallido ........................................................................................................... 87

2.10.3.3. Tensin ............................................................................................................ 88

CAPTULO III .......................................................................................................................... 89

ANLISIS TCNICO DE LOS COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES UTILIZADOS EN EL CAMPO X DEL DISTRITO AMAZNICO ................................................................ 89

3.1. INTRODUCCIN .......................................................................................................... 89

3.2. PROBLEMAS ENCONTRADOS DURANTE LA CORRIDA DEL LINER............... 90

3.2.1. PROBLEMAS OCASIONADOS POR LOS PARMETROS DE CORRIDA .... 90

3.2.1.1. Pega de Tubera............................................................................................... 90

3.2.2. PROBLEMAS REFERENTES A LA HERRAMIENTA EXPANDIBLE ............ 93

3.2.2.1. Asentamiento Prematuro del Colgador .......................................................... 93

3.2.2.2. Liberacin Accidental del Conjunto Liner-Colgador .................................... 94

3.2.2.3. Otros Problemas .............................................................................................. 95

3.3. PROBLEMAS SUSCITADOS DURANTE EL ASENTAMIENTO DEL EQUIPO EXPANDIBLE ........................................................................................................................... 96

3.3.1. NO ACOPLAMIENTO DE TAPONES EN EL LANDING COLLAR ................ 96

3.3.2. FALLA DEL EQUIPO DE FLOTACION Y/O TAPONES .................................. 96

3.3.3. REDUCCIN DE LA EFICIENCIA DEL COLGADOR ..................................... 97

3.4. PROBLEMAS ENCONTRADOS EN EL TOPE DEL LINER (DURANTE LA CORRIDA DE LA COMPLETACIN) ................................................................................... 97

3.4.1. SISTEMA 2T XPATCH ......................................................................................... 98

3.5. ANLISIS DE LOS COLGADORES UTILIZADOS EN POZOS PARA PRODUCCIN DE PETRLEO PERFORADOS EN UN CAMPO DEL ORIENTE ECUATORIANO ....................................................................................................................... 99

3.5.1. CARACTERSTICAS DE LOS POZOS CORRIDOS POR TIW ECUADOR .. 100

3.5.2. CARACTERSTICAS DE LOS TUBULARES INVOLUCRADOS................... 100

3.5.3. CARACTERISTICAS DE LOS ACCESORIOS UTILIZADOS ........................ 100

3.6. ANLISIS DE LAS OPERACIONES REALIZADAS EN EL POZO ....................... 106

3.6.1. POZO TIW 1-1 ..................................................................................................... 106

3.6.2. POZO TIW 2-1 ..................................................................................................... 108

X

3.6.3. POZO TIW 3-1 ..................................................................................................... 110

3.6.4. POZO TIW 4-1 ..................................................................................................... 112

3.6.5. POZO TIW 5-1 ..................................................................................................... 114

3.6.6. POZO TIW 1-2 ..................................................................................................... 115

3.6.7. POZO TIW 2-2 ..................................................................................................... 117

3.6.8. POZO TIW 3-2 ..................................................................................................... 119

3.6.9. POZO TIW 4-2 ..................................................................................................... 121

3.6.10. POZO TIW 5-2 ..................................................................................................... 122

3.6.11. POZO TIW 6-2 ..................................................................................................... 124

3.6.12. POZO TIW 7-2 ..................................................................................................... 126

3.7. TIEMPO REAL vs TIEMPO IDEAL DE OPERACIN ........................................... 128

3.8. TIEMPO REAL vs TIEMPO IDEAL PARA ALCANZAR LAS FORMACIONES DE INTERS ................................................................................................................................. 129

3.9. EFICIENCIA DE LA OPERACIN ........................................................................... 133

3.9.1. OPERACIN CULMINADA EN EL TIEMPO ESTIMADO ............................ 133

3.9.2. OBJETIVO PLANEADO ..................................................................................... 135

3.9.3. FUNCIONAMIENTO DEL EQUIPO DE FLOTACIN ................................... 137

3.9.4. TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO EN EL TOPE DEL LINER .... 137

3.10. EFICIENCIA DE LA HERRAMIENTA ................................................................. 137

3.10.1. COMPORTAMIENTO DE LAS PRESIONES DE LOS ACCESORIOS DURANTE LA CEMENTACIN ....................................................................................... 140

3.10.2. COMPORTAMIENTO DE LAS PRESIONES DEL X-PAK HANGER/PACKER DURANTE EL ASENTAMIENTO ..................................................................................... 142

CAPTULO IV ......................................................................................................................... 144

PROPUESTA DE SOLUCIONES INTEGRALES PARA EL USO DE COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES X-PAK ............................................................................................. 144

4.1. INTRODUCCIN ........................................................................................................ 144

4.2. SOLUCIONES A LOS PROBLEMAS ENCONTRADOS DURANTE LA CORRIDA DEL X-PAK HANGER/PACKER .......................................................................................... 145

4.2.1. PUNTOS DE APOYO .......................................................................................... 145

4.2.2. PRESIONES INESTABLES EN HOYO ABIERTO ........................................... 146

4.2.3. PRDIDA DE CIRCULACIN........................................................................... 146

4.2.4. PEGA DIFERENCIAL ......................................................................................... 148

4.2.5. PESOS DE SARTA VARIANTE ......................................................................... 149

4.2.6. PROBLEMAS EN LA HERRAMIENTA Y ACCESORIOS .............................. 150

XI

4.2.6.1. Herramienta Pescada Anticipadamente ....................................................... 150

4.2.6.2. Falla en la Liberacin Primaria .................................................................... 151

4.2.6.3. Liqueo en la Cabeza de Cementacin ........................................................... 151

4.2.7. PROBLEMAS CAUSADOS POR DESCUIDO HUMANO ................................ 152

4.3. RESUMEN DE LOS PROBLEMAS SUSCITADOS DURANTE LA INSTALACIN DEL X-PAK Y SUS SOLUCIONES PROPUESTAS ............................................................. 152

4.4. PROPUESTA DE UN PROCEDIMIENTO MS ADECUADO DE CORRIDA E INSTALACIN DE COLGADORES DE LINER CON TECNOLOGA EXPANDIBLE ... 154

CAPTULO V .......................................................................................................................... 155

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................................... 155

5.1. CONCLUSIONES .................................................................................................... 155

5.2. RECOMENDACIONES ........................................................................................... 158

REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS .................................................................................... 159

ANEXOS .................................................................................................................................. 161

XII

NDICE DE FIGURAS

Figura 1.1. Esquema Mecnico del Pozo ............................................................... 3

Figura 1.2. Tipos de Liner....................................................................................... 9

Figura 1.3. IB-TC-R-RRP Hydro Hanger .............................................................. 14

Figura 1.4. IB-R Hydro Hanger ............................................................................. 15

Figura 1.5. IB-TC-DD Hydro Hanger .................................................................... 15

Figura 1.6. Colgador Tipo J ................................................................................ 17 Figura 1.7.Colgador Tipo EJP ............................................................................ 18 Figura 1.8. Colgador EJ-IB ................................................................................. 18 Figura 1.9. Colgador Tipo EJ-IB-TC ................................................................... 19 Figura 1.10. TIW X-PAK Liner Hanger ................................................................. 21

Figura 1.11. TIW X-PAK Drill Down ...................................................................... 22

Figura 2.1.Tipos de Pozos.................................................................................... 28

Figura 2.2. Pozo Tipo J o Slant ....................................................................... 29 Figura 2.3. Pozo Tipo S ..................................................................................... 31 Figura 2.4. Pozo Horizontal .................................................................................. 32

Figura 2.5. Power Tool ......................................................................................... 39

Figura 2.6. Sistema de Liberacin ........................................................................ 40

Figura 2.7. Sistema Rp Profile Sub Y Rp Dogs .................................................... 41

Figura 2.8. Anillo de Corte (Shear Ring)............................................................... 42

Figura 2.9. X-PAK Multi-Pistn Setting Tool ......................................................... 43

Figura 2.10. TIW Tie Back Expander ................................................................... 44

Figura 2.11. TIW X-PAK Liner Hanger/Packer ..................................................... 44

Figura 2.12. Ensamble de la Unidad de Sellos ..................................................... 45

Figura 2.13. Obturadores ..................................................................................... 46

Figura 2.14. Extensin Nipple .............................................................................. 47

Figura 2.15. TIW PDP .......................................................................................... 47

Figura 2.16. TIW LWP .......................................................................................... 48

Figura 2.17. Prueba de Presin con la Direccin de la Fuerza Indicada .............. 57

Figura 2.18. Collar de Asentamiento Tipo L ....................................................... 72 Figura 2.19. Collar de Flotacin Tipo L Y CL ................................................... 73

XIII

Figura 2.20. Zapata Flotadora Tipo LS-2 Y Zapata Doble Vlvula Flotadora Tipo

226 Con Orificios Laterales .................................................................................. 74

Figura 2.21. Centralizador .................................................................................... 75

Figura 2.22. Cabeza de Cementacin Tipo Heavy Duty....................................... 76

Figura 2.23. Cabeza de Cementacin Tipo Top Drive.......................................... 77

Figura 2.24. Tubular Expandible .......................................................................... 83

Figura 2.25. Sistemas de Expansin .................................................................... 84

Figura 2.26. Proceso de Expansin del Colgador X-PAK..................................... 86

Figura 3.1 Sistema 2T XPATCH ........................................................................... 98

Figura 3.2. Zapata Obstruida Por Arena..............................................................124

XIV

NDICE DE TABLAS

Tabla 2.1. Parmetros para la Seleccin de Colgadores Convencionales o

Expandibles .......................................................................................................... 35

Tabla 2.2. Caractersticas de los Colgadores de Liner ......................................... 38

Tabla 2.3. OD del Casing Antes y Despus de la Expansin Medido a 0 ........... 55

Tabla 2.4. OD del Casing Antes y Despus de la Expansin Medido a 90 ......... 55

Tabla 2.5. Ejemplo de un Tally ............................................................................. 62

Tabla 3.1. Muestra de los Pozos Corridos por TIW ECUADOR ........................... 99

Tabla 3.2. Caractersticas de los Pozos Corridos por TIW ..................................101

Tabla 3.3. Caractersticas del Drill Pipe...............................................................102

Tabla 3.4.Caractersticas del HWDP ...................................................................102

Tabla 3.5. Caractersticas del Liner .....................................................................103

Tabla 3.6. Caractersticas de TR de 9 5/8 ..........................................................104 Tabla 3.7. Caractersticas del Equipo de Flotacin Utilizado ...............................104

Tabla 3.8. Caractersticas de los Centralizadores Utilizados ...............................105

Tabla 3.9. Tiempo Real vs Tiempo Ideal de Operacin ......................................128

Tabla 3.10. Tiempo Real vs Tiempo Ideal Hasta Alcanzar las Formaciones de

Inters y Finalizar la Operacin ...........................................................................130

Tabla 3.11Tiempo Adicional Respecto al Tiempo Ideal de Operacin ................134

Tabla 3.12. Objetivo Planeado ............................................................................135

Tabla 3.13. Porcentaje de Eficiencia del X-PAK Hanger/Packer .........................139

Tabla 3.14. Comportamiento de las Presiones de los Accesorios Durante la

Cementacin .......................................................................................................140

Tabla 3.15. Comportamiento de las Presiones durante el Asentamiento ............142

Tabla 4.1. Resumen de los Problemas Suscitados Durante la Corrida del Colgador

............................................................................................................................153

XV

NDICE DE GRFICAS

Grfico 1.1. Evolucin del uso de Colgadores de Liner por ao de acuerdo a la

Compaa TIW ECUADOR .................................................................................. 24

Grfico 1.2. Coladores del Liner usados hasta el ao 2012 de acuerdo a la

Compaa TIW ECUADOR .................................................................................. 25

Grfico 2.1. Fuerza vs Tiempo ............................................................................. 54

Grfico 2.2. Variaciones del Expansor Despus del anclado ............................... 56

Grfico 2.3. Prueba de Presin Mxima ............................................................... 58

Grfico 2.4. Prueba de Fondo de Presin ............................................................ 59

Grfico 2.5. Prueba de Presin a 10000 psi ......................................................... 59

Grfico 2.6. Esfuerzo vs Deformacin del Acero .................................................. 85

Grfico 3.1. Presin vs Caudal Durante la Cementacin-Pozo TIW 1-1 .............107









Grfico 3.10. Presin vs Caudal Durante la Cementacin-Pozo TIW 5-2 ...........123



Grfico 3.13. Tiempo de Operacin Real vs Ideal ...............................................130

Grfico 3.14. Tiempo Real vs Tiempo Ideal Hasta Alcanzar las Formaciones de

Inters .................................................................................................................131

Grfico 3.15. Tiempo Real vs Tiempo Ideal Despus de Alcanzar las Formaciones

de Inters ............................................................................................................132

Grfico 3.16. Tiempo Adicional Respecto al Tiempo Ideal de Operacin............135

XVI

NDICE DE ANEXOS

ANEXO 2.1. ESQUEMA DE LAS PARTES DE LA HERRAMIENTA ...................162

ANEXO 2.2. CALIBRACIN DE LOS EQUIPOS ................................................163

ANEXO 2.3. ESQUEMA DEL ENSAMBLAJE DEL POWER TOOL ....................167

ANEXO 3.1. EJEMPLO DE CLCULO DEL TIEMPO DE OPERACIN IDEAL

PARA EL POZO TIW 1-1 ...............................................................................168

XVII

RESUMEN

El uso de liners para la terminacin de pozos para la produccin de petrleo se ha

vuelto comn desde hace mucho tiempo, principalmente gracias al ahorro que

representa en el costo total de la perforacin. Para este fin se han utilizado

colgadores de liner del tipo convencional y expandibles, en los cuales se han

suscitado serios problemas durante su instalacin; Por ello el objetivo del

presente proyecto es analizar dichos problemas de manera concisa para proponer

soluciones integrales, reduciendo la probabilidad de incurrir en los mismos en

futuras instalaciones; centrando el objeto de estudio solamente al uso de

colgadores de liner con sistema expandible ya que su uso se ha incrementado

vertiginosamente en los ltimos aos.

En el primer captulo se realiza una breve descripcin de los colgadores de liner

tanto convencionales como expandibles y de la evolucin en su uso a travs de

los aos. Adems de una descripcin general de los tubulares involucrados en el

proceso de instalacin de un colgador y de las fuerzas a las que se someten. Se

presenta el esquema general de un pozo y los diferentes tipos de liners que

pueden formar parte de este a travs de la vida de mismo.

En el segundo captulo se realiza una descripcin detallada del equipo expandible

que consta de la herramienta y el sistema X-PAK, de su ensamblaje e instalacin

en un pozo, como tambin un anlisis de los tipos de pozos en los cuales es

posible correr de manera eficiente este tipo de colgador. As mismo se realiza una

comparacin entre los colgadores convencionales y expandibles evidencindose

las ventajas y desventajas en cada uno de ellos en diferentes condiciones de

operacin.

El tercer captulo hace referencia a los problemas de carcter operacional y

humano que se han suscitado durante la corrida del liner en la muestra analizada.

Se realiza un resumen del proceso de instalacin del colgador expandible en cada

pozo seleccionado, observndose detalladamente el comportamiento de las

XVIII

presiones durante su cementacin y la expansin del hanger. Este captulo se

centra principalmente en el anlisis del tiempo extra sumado al tiempo ideal de

operacin calculado para la instalacin del hanger para cada pozo, es decir al

tiempo adicional sumado al tiempo ideal de operacin debido a los problemas

suscitados en la instalacin. Igualmente se realiza un estudio para determinar la

eficiencia de las operaciones y del sistema X-PAK Hanger/Packer, con un

resultado de 98,1%. Este estudio se realiz mediante la cuantificacin de los

objetivos alcanzados de manera eficaz y eficiente durante la operacin en cada

pozo de estudio.

El cuarto captulo brinda soluciones integrales a los problemas analizados

anteriormente con el fin de disminuir su incidencia. En base al anlisis de dichos

problemas se propone un nuevo proceso de instalacin de colgadores de liner con

sistema expandible.

En el quinto captulo se exponen las principales conclusiones a las que se

llegaron al finalizar el proyecto y sus respectivas recomendaciones.

XIX

PRESENTACIN

La empresa TIW de Venezuela Sucursal Ecuador inici sus operaciones en el

pas en el ao de 1999 con la utilizacin total de colgadores de liner

convencionales, a partir del ao 2006 comienza a utilizarse colgadores de liner

con tecnologa expandible rezagando poco a poco el uso de colgadores

convencionales, hasta que en la actualidad se cubre casi en su totalidad los

trabajos con esta tecnologa.

A travs de los aos se ha observado que durante la instalacin de colgadores de

liner con sistema expandible se presentan problemas recurrentes que afectan el

tiempo de operacin estimado, lo cual se traduce en un aumento en el costo total

de la perforacin. Estos problemas en ocasiones podran desembocar en la

prdida parcial o total del pozo lo cual sera catastrfico para la empresa

operadora.

Debido a las consecuencias causadas por el mal manejo de las herramientas y el

proceso de instalacin, se ha presentado la imperante necesidad de realizar un

estudio de las operaciones seguidas en el pozo, esto con el fin de determinar el o

los puntos donde la operacin se torna problemtica. Por ello el objeto de estudio

del presente proyecto es precisamente determinar mediante un anlisis minucioso

las causas y consecuencias producidas cuando uno o ms parmetros de la

operacin son omitidos o en su defecto cuando uno o ms pasos durante el

ensamblaje y traslado del equipo son mal ejecutados.

De la misma manera en base a los problemas analizados se presentan soluciones

integrales que permiten reducir sustancialmente la incidencia en dichos

problemas; soluciones que se aplican durante la perforacin del hoyo, ensamblaje

del sistema X-PAK Hanger/Packer, el traslado del equipo al pozo, y la instalacin

del mismo. Como tambin se sugiere un proceso nuevo de instalacin basndose

en el existente.

1

CAPTULO I

DESCRIPCIN DE LOS DIFERENTES TIPOS DE

COLGADORES DE LINER UTILIZADOS EN EL

DISTRITO AMAZNICO

1.1. INTRODUCCIN

La perforacin de un pozo para la produccin de petrleo involucra un sinnmero

de factores que representan una inversin significativa para el pas. Por ello se

hace necesario un anlisis detallado de dichos factores que se traducen en

operaciones realizadas en el pozo, que pueden beneficiar o perjudicar al tiempo

aceptable de perforacin del mismo aumentando o reduciendo su costo, estos

tiempos dependen de la eficiencia de dichas operaciones y los equipos utilizados.

El presente proyecto se enfocar solamente en el anlisis de las operaciones

llevadas a cabo en la seccin de produccin y los equipos utilizados, refirindose

especficamente a la corrida de la Tubera de Revestimiento y el asentamiento del

colgador. A travs del desarrollo de la industria hidrocarburfera en nuestro pas,

se ha evidenciado que durante la etapa de perforacin y terminacin del pozo han

ocurrido problemas que en algunas ocasiones desembocaron en la prdida del

mismo y por ende en un gasto adicional innecesario para el Estado. Es por esto

que el objetivo de este captulo es presentar los conceptos bsicos necesarios

para correr una tubera de revestimiento y asentar un colgador de liner

eficientemente reduciendo al mximo las probabilidades de cometer errores; as

mismo exponer las tecnologas de colgadores de liner que han quedado en el

pasado (Colgadores con tecnologa convencional) y las nuevas tecnologas

(Colgadores con sistema expandible) desarrolladas para optimizar los tiempos de

operacin en el pozo.

2

1.2. ESQUEMA MECNICO GENERAL DE UN POZO

El esquema mecnico de un pozo es diseado telescpicamente a fin de

optimizar las operaciones de perforacin, completacin y reacondicionamiento;

facilitando la introduccin de los diferentes tipos de equipos y herramientas, esto

refirindose a la etapa de construccin del pozo en s.

Con respecto a la optimizacin de la produccin de los fluidos provenientes del

yacimiento, la principal razn de colocar una tubera de revestimiento, es aislar

zonas de inters de zonas no deseadas como acuferos, yacimientos de gas,

reservorios con hidrocarburos de diferente grado API; Igualmente proporciona

proteccin al hoyo en una forma segura, confiable y econmica durante toda la

vida del pozo. Este diseo particular permite adems ingresar e instalar en el

pozo los equipos destinados para la produccin de forma econmicamente

rentable.

1.3. TUBERAS DE REVESTIMIENTO

Los revestidores o casing son secciones de tuberas de acero roscadas o

soldadas entre s, formando un conducto de dimetros definidos desde la

profundidad del yacimiento hasta la superficie.

Las caractersticas de la tubera varan dependiendo la seccin a completar,

caractersticas como dimetro exterior, peso, grado de dureza, conexin, longitud.

Generalmente el diseo de la tubera de revestimiento para un pozo es de la

siguiente manera: (Ver Figura 1.1)

Casing Conductor

Casing Superficial

Casing Intermedio

Casing de Produccin

3

Figura 1.1. Esquema Mecnico del Pozo

Realizado Por: Mara Elena Romero B

400

Conductor

Superficial

Liner

Liner

Tubera de Produccin

Punzados

TD

Liner Hanger

LinerHanger

Superficial

Intermedio

4

1.4. FUNCIONES DE LAS TUBERAS DE REVESTIMIENTO

Los revestidores antes mencionados cumple cada uno con ciertas funciones

especiales para las que fueron diseados, pero de manera general los

revestidores deben cumplir con las siguientes funciones:

Controlar la presin durante la perforacin

Estabilizar las paredes del pozo y proveer un soporte para formaciones

dbiles, vulnerables o fracturadas

Soportar la presin hidrosttica ejercida por el lodo para perforar la

siguiente seccin

Soportar la mxima presin ejercida sobre el casing cuando circula un

influjo de gas desde el fondo (Siguiente seccin del pozo)

Medio para fijar el BOP o Cabezal del pozo (rbol de navidad)

Sistema de aislamiento para evitar la contaminacin de fuentes de agua

fresca subterrnea

Aislar zonas problemticas

Facilitar el ingreso de herramientas de prueba, completacin y produccin

1.5. TIPOS DE REVESTIDORES

1.5.1. CASING CONDUCTOR

El casing conductor es la primera seccin de la sarta de completacin de un pozo,

su profundidad oscila entre 180 y 300 pies de profundidad dependiendo de las

condiciones geolgicas del terreno perforado, su dimetro exterior es de 20" - 30"

y se cementa hasta la superficie o en su defecto va hincado por medio de un

martillo. Posee un desviador de flujo (diverter) para el manejo de fluido

proveniente de la formacin. Tiene las siguientes funciones:

Evitar el derrumbe de formaciones no consolidadas (Conglomerados)

5

Aislar zonas de aguas dulce superficiales para evitar su contaminacin por

el fluido de perforacin

Proveer proteccin contra flujos de gas superficiales

Proveer un circuito para el fluido de perforacin proveniente del pozo

1.5.2. CASING SUPERFICIAL

El zapato de esta tubera generalmente va asentada a una profundidad de entre

4900 y 6050 pies, su dimetro exterior vara entre 13 3/8" y 20". El casing

superficial va cementado hasta la superficie y sirve para instalar el BOP (Blow Out

Prevention System). Dependiendo del diseo del perfil del pozo se empieza a

construir la seccin inclinada en pozos desviados. Sus funciones son:

Impedir el desmoronamiento de formaciones dbiles pocos profundas

Aislar zonas problemticas como: areniscas, acuferos, zonas de

hidrocarburos superficiales, zonas de prdida de circulacin.

1.5.3. CASING INTERMEDIO

La profundidad de asentamiento de este casing es variable (Entre 8700 y 9200

pies). El dimetro exterior de la tubera es de 9 5/8" 13 3/8". Este puede ser

cementado hasta superficie o parcialmente. Este casing tiene como objetivo:

Ser asentada arriba de zonas sobrepresionadas o para sellar zonas de

prdida de circulacin

Proteger formaciones como: Domos salinos o arcillas desmoronables (que

hacen que el tamao del hoyo aumente)

Evitar la migracin de fluidos contaminantes provenientes de las

formaciones que alteran las propiedades del fluido de perforacin

La buena cementacin evita la comunicacin entre zonas hidrocauburferas

de baja presin y formaciones de agua superiores

Permite el uso de fluidos de perforacin de baja densidad que no dae las

zonas de inters

6

1.5.4. CASING DE PRODUCCIN

Es el ltimo tubular colocado dentro del pozo (A una profundidad entre 10000 y

ms de 11000 pies). El dimetro exterior de esta tubera comnmente es de 3" -

7", y depende de entre otros factores de la taza de produccin esperada por da,

cuanto mayor sea la taza esperada mayor ser el dimetro interior de la tubera.

La profundidad de asentamiento del zapato de este casing es hasta la

profundidad total programada (hasta alcanzar las zonas de inters). Puede ser

cementado hasta la superficie o parcialmente esto depende de las condiciones

tcnicas del pozo. Su funcin es:

Aislar formaciones productoras o permitir la produccin de diferentes zonas

simultneamente de manera individual

Evitar la comunicacin entre zonas productoras o acuferos

Soportar la mxima presin del reservorio productor

Poseer resistencia a ambientes corrosivos y abrasivos

Proteger el Tubing

Proveer un espacio fsico para el asentamiento de equipos para la

produccin del pozo

Proteger los elementos y equipos de levantamiento artificial

1.5.5. LINER

Cumple con las mismas funciones y caractersticas del casing de produccin, la

diferencia fundamental radica en que esta tubera no se extiende hasta la

superficie sino que se sostiene dentro del casing anterior, generalmente dentro

del casing intermedio a travs de un packer. La mayor ventaja de utilizar liners es

la reduccin en el costo y tiempo ya que se utiliza menos tubera. Adems de ello

presenta la facilidad de extender la tubera sobre la profundidad de asentamiento

del colgador de liner o hasta la superficie por medio de una herramienta conocida

como Tie-back a efectos de remediacin del casing anterior, entre otros. Esta tubera es cementada totalmente cubriendo el hueco abierto.

7

El objetivo de ir colocando diferentes tipos de casing durante la perforacin es ir

aislando zonas altamente presurizadas existentes a diferentes profundidades,

formaciones no consolidadas, zonas con alta presencia de arcilla, en donde es

necesario cambiar los parmetros de la perforacin, como tipo de fluido de

perforacin utilizado, tipo de broca, rata de perforacin, etc, y as poder continuar

con la perforacin hasta la profundidad planificada.

1.5.5.1. Tipos de Liner

Liner intermedio o de perforacin

Liner de Produccin

Liner Tie-back (Extensin larga)

Liner Stub (Extensin corta)

Scab liner

1.5.5.1.1. Liner Intermedio o de Perforacin

Esta tubera proporciona la misma proteccin del revestidor intermedio, pero no

se extiende hasta la superficie sino que se sostiene en la tubera de revestimiento

superficial. El objetivo de colocar esta tubera es evitar la prdida de circulacin

cuando se requieren altos pesos del lodo, aislar zonas de altas presiones, zonas

de derrumbes o formaciones plsticas. Este liner se cementa en su totalidad y

mejora la hidrulica de perforacin permitiendo el uso de una sarta de perforacin

de mayor dimetro evitando la cada de presin en el anular, ya que el corte

transversal en el tope del liner mejora.

1.5.5.1.2. Liner de Produccin

Es utilizado para completar zonas de produccin, en donde es necesario utilizar

un lodo no pesado que no dae a la formacin en comparacin al lodo utilizado

para formaciones ms someras. Este liner estar expuesto a una gran carga

durante toda la vida del pozo. Se cuelga dentro del revestimiento anterior, pero

puede ser extendido a la superficie de ser necesario.

8

1.5.5.1.3. Liner Tie-Back (Extensin Larga)

Es una extensin de tubera que se instala desde el tope del liner hasta la

superficie mediante una conexin especial, con el fin de reforzar la tubera de

produccin por efecto de altas presiones, corrosin, entre otros, incrementando la

resistencia al colapso del casing existente. Se utiliza para corregir desgastes de

los revestimientos superiores al liner, puede ser cementado en dos etapas.

1.5.5.1.4. Liner Stub (Extensin Corta)

Al igual que la extensin larga sirve para reparar secciones daadas de un

revestimiento que se encuentre sobre el liner, daos ocasionados por la corrosin

o por presin, o para reforzar el revestimiento. El Liner Stub se ubica desde el

tope del liner hasta un punto en el revestimiento anterior, generalmente hasta

unos 500 pies, en un punto intermedio del casing. Puede o no ser cementada.

1.5.5.1.5. Scab Liner

Sirve para reparar partes de tubera daadas del liner o un revestidor. Se ubica

desde un punto debajo de la parte daada hasta un punto arriba de la seccin a

reparar, se sujeta al liner o revestidor mediante packers que se anclan con

distintos mecanismos. Puede o no ser cementado, o cementado parcialmente.

Los tipos de liner mencionados se pueden apreciar en la Figura 1.2.

1.5.5.2. Ventajas de Utilizar Liner

Existen muchas ventajas de utilizar liners para la completacin de un pozo

respecto a una tubera de revestimiento que llega hasta la superficie, entre las

cuales podemos mencionar:

Asla zonas de alta o baja presin y zonas de prdida, para continuar

perforando el pozo con fluidos de alta o baja densidad, o terminarlo.

9

Fig

ura

1.2

. Tip

os

de

Lin

er

Inte

rmed

io o

de

Per

fora

ci

n

Pro

du

cci

n

Tie

Bac

k S

tub

Lin

er

Sca

b L

iner

Fu

ente

: T

IW E

CU

AD

OR

S

emin

ario

Co

mp

leto

Rea

lizad

o P

or:

Mar

a E

len

a R

om

ero

B

9

10

Ahorro de tiempo durante la instalacin del liner, ya que una vez conectada

la cantidad requerida de tubera para cubrir el hueco abierto, esta se baja

en el pozo mediante la tubera de perforacin

Ayuda a cubrir el desgaste causado en el revestimiento anterior al liner,

debido a la cementacin del mismo y su perforacin, para continuar con la

construccin del pozo, por ello el liner se ancla alrededor de unos 200 pies

ms arriba del zapato del revestidor anterior

Ahorro de volmenes de lechada de cemento pues el liner no se cementa

hasta la superficie, lo cual se traduce en ahorro de tiempo y dinero

Auxilia en la hidrulica durante la perforacin al permitir utilizar tuberas de

mayor dimetro, mejora las prdidas de presin por friccin en la tubera de

perforacin durante la profundizacin del pozo, pudiendo alcanzarse

mayores profundidades con sartas ms resistentes

Se reduce los costos en tubera, ya que el liner solo se extiende sobre el

hueco abierto

Se evita dejar fluido de perforacin detrs del revestidor lo cual es un

potencial peligro de colapso del casing

Se reduce el peso soportado por el cabezal de produccin

Permite utilizar revestidores de mayores dimetros en el fondo del pozo

Repara daos en revestidores intermedios de forma rpida, segura y

econmica

1.6. CARACTERSTICAS DE LAS TUBERAS DE

REVESTIMIENTO

Es de gran importancia conocer las caractersticas de la tubera de revestimiento

que se encuentra en el pozo y de la TR corta a ser corrida, a fin de realizar un

correcto asentamiento del colgador evitando daos a los mismos. Dichas

caractersticas son mencionadas a continuacin:

Dimetro Nominal

Peso nominal

11

Grado

Drift

Conexin o junta

Longitud de la Junta

1.7. FUERZAS A LAS QUE EST SOMETIDO EL REVESTIDOR

Es primordial conocer las fuerzas a las que se someten las tuberas de

revestimiento durante las operaciones en el pozo, para de esta manera evitar

daarlas. Las fuerzas a las que se someten las TRs durante la perforacin

(Incluyendo la corrida del colgador), completacin y produccin del pozo, son:

Colapso

Estallido

Tensin y Compresin

Las tuberas de revestimiento durante la corrida estn expuestas a condiciones de

falla por efecto de las fuerzas antes mencionadas. Entendindose por falla

cuando un tubular cesa de realizar satisfactoriamente la funcin para la cual est

destinada. As si una tubera alcanza cualquier nivel de deformacin se debe

entender la situacin como una condicin de falla. Falla que afectar futuras

operaciones en el pozo y la vida til del mismo.

1.7.1. COLAPSO

El Colapso de una tubera de revestimiento es definido como la presin externa

requerida para cerrar o aplastar una tubera. Esta acta sobre las paredes

externas de la misma y es superior a su capacidad de resistencia. Bajo la accin

de una presin externa y tensin axial, la seccin transversal de un casing puede

fallar en tres posibles modos de colapso: Colapso por cedencia, colapso elstico,

colapso plstico. La transicin entre estos tres modos se rige por la geometra de

tubo y las propiedades del material.

12

El primer comportamiento de colapso es en el cual el material es fuertemente

dependiente de la cedencia del material, en virtud que se ha comprobado que los

esfuerzos tangenciales generados en la periferia interior del tubo, alcanzan al

valor de la cedencia, se produce en tuberas cuya esbeltez (Dimetro/Espesor)

sea inferior a 15, tuberas de dimetro grande (mayor a 7 5/8 in). El colapso

elstico es reproducido mediante la teora clsica de la elasticidad y se presenta

en tuberas de esbeltez mayor a 25 (menores a 7 in). El colapso plstico se

presenta posterior a la etapa de colapso elstico, obedece a la naturaleza propia

de deformacin del tubo en la etapa de plasticidad o posterior a la cedencia.

Existe una zona de transicin entre el colapso elstico y plstico.

1.7.2. ESTALLIDO

El estallido de la tubera se da por la accin de cargas de presin actuando en el

interior de la misma.

La resistencia que opone el cuerpo del tubo se denomina resistencia al

estallamiento o resistencia a la presin interna, esta se define como el mximo

valor de presin interna requerida para causar dao al acero de la tubera. La

resistencia al estallamiento se ve reducida por efectos de la temperatura y

compresin axial. El estallido de la tubera ocurre ya sea por ruptura del cuerpo

del tubo o fuga en el acoplamiento de la misma.

1.7.3. TENSIN Y COMPRESIN

Cuando una tubera es gradualmente cargada por tensin o compresin (Cargas

axiales que actan perpendicularmente sobre el rea de la seccin transversal del

tubo) un gradual incremento o decremento en su longitud es observado, este

fenmeno es explicado por la ley de Hook.

La tensin de una tubera es una condicin mecnica que se genera

principalmente por el peso de la tubera, adems de otras fuerzas como:

13

Flotacin, doblado, arrastre, choque, pruebas de presin, y esfuerzos por

deformacin del material.

La sumatoria estas fuerzas dan la tensin total a la que estar sujeto el casing

durante la instalacin del mismo, tomando en cuenta que la fuerza de flotacin

debe ser restada. Las fuerzas debido al peso mismo de la tubera, flotacin y

doblado se encuentran presentes en todo momento, las fuerzas de choque y

arrastre son aplicadas solo cuando el casing est en movimiento.

Es importante considerar todas las fuerzas a las que estar sometida la tubera de

revestimiento corta a fin de realizar un eficiente trabajo de corrida de liner y

anclamiento del colgador, controlando presiones de circulacin, tensin y peso

aplicado al colgador, al liner y a la tubera de trabajo.

1.8. QU ES UN COLGADOR DE LINER?

Son empacaduras que sirven para colgar o sostener tuberas de revestimientos

cortas (Liners) dentro de otros revestidores, esto a travs de un sistema de cuas

dentadas que se anclan a la pared interna del revestidor anterior cuando son

forzadas a deslizarse hacia los conos o empujadas por un tubular, son accionados

mecnica o hidrulicamente.

1.9. TIPOS DE COLGADORES DE LINER

Existen diferentes tipos de colgadores de liner disponibles en el mercado, que se

diferencian entre s por su mecanismo de asentamiento; entre ellos tenemos:

Colgadores Hidrulicos

Colgadores Mecnicos

Colgadores con Sistema Expandible

14

1.9.1. COLGADORES DE LINER HIDRULICOS

Los colgadores hidrulicos son utilizados para largos y pesados liners, como

tambin para pozos profundos y de alto ngulo, ya que la manipulacin mecnica

de la sarta en superficie no es requerida para el asentamiento de este colgador;

por esta razn este colgador tambin puede ser rotado y reciprocado en fondo.

Existe una variedad de colgadores hidrulicos como se puede ver en las Figuras

1.3, 1.4 y 1.5.:

Figura 1.3. IB-TC-R-RRP Hydro Hanger

Fuente: TIW ECUADOR Seminario Completo

15

Figura 1.4. IB-R Hydro Hanger


Figura 1.5. IB-TC-DD Hydro Hanger


16

1.9.1.1. Mecanismo de Asentamiento

Son colgadores que son asentados mediante un mecanismo de activacin

hidrulica, una presin diferencial aplicada sobre un cilindro hidrulico rompe los

pines a la presin deseada, permitiendo que el cilindro se mueva y asiente las

cuas. Es posible retractar las cuas a su posicin original gracias a un resorte

localizado en la parte exterior del colgador debajo de las cuas, realizando un

movimiento hacia arriba, siempre que el sistema este descompresionado.

Esta presin diferencial es generada al dejar caer una bola o tapn en el asiento y

presurizando contra este el sistema, una vez asentado el colgador para la

liberacin de la herramienta se aplica peso en el colgador.

Para evitar el asentamiento no deseado del colgador durante la corrida del liner la

presin de circulacin mxima es el 50% la presin de asentamiento, adems el

cilindro hidrulico posee un perno de seguridad.

1.9.1.2. Ventajas y Desventajas

Los colgadores de liner hidrulicos presentan algunas ventajas como:

Puede ser corrida en pozos con altos doglegs

Muy usado para pozos profundos, por ende para liners largos y pesados, y

para pozos perforados con plataformas flotadoras,

Gracias a su mecanismo de asentamiento, puede ser accionado aun

cuando existe pega de liner

Puede ser asentado y desasentado varias veces

La desventaja que puede presentar este colgador es que falle el sello entre la bola

y el asiento impidiendo la presurizacin del sistema y por tanto el asentamiento

del colgador.

17

1.9.2. COLGADORES DE LINER MECNICOS

Son colgadores cuyo mecanismo de asentamiento se basa en desenjotar la J de la ranura. En vista de que no posee elastmeros ni un cilindro hidrulico brinda

integridad de presin evitando fugas, presiones altas que se generan durante la

produccin.

Existen diferentes colgadores mecnicos disponibles como se muestra en la

Figuras 1.6, 1.7, 1.8 y 1.9.

Figura 1.6. Colgador Tipo J


18

Figura 1.7.Colgador Tipo EJP


Figura 1.8. Colgador EJ-IB


19

Figura 1.9. Colgador Tipo EJ-IB-TC



El colgador mecnico es activado levantando la sarta de trabajo para soltar la J, se gira la sarta y posterior se baja a fin de forzar los conos de cua sobre las

cuas, para que estas queden ancladas al revestidor anterior. Para recuperar la

herramienta fijadora (setting tool) se eleva la sarta de trabajo y se gira en la

direccin de asentamiento y se aplica peso hacia abajo del colgador. La pieza J generalmente es izquierda ya que la herramienta fijadora (setting tool) es derecha.

Debajo del colgador puede ser corrida una junta giratoria para poder rotar la sarta

de trabajo sin tener que rotar al mismo tiempo el liner durante el asentamiento del

colgador, esto facilita la recuperacin de herramienta de asentamiento. La junta

giratoria permite activar el colgador cuando el liner este pegado, como tambin

soltar el setting tool, ya que solamente el colgador, el collar de asentamiento y la

sarta de trabajo rotan.

20


Entre las ventajas que presenta este colgador tenemos:

Puede ser corrido en pozos desviados con ngulos de hasta 45 y pozos

verticales

Provee alto rendimiento en pozos profundos y con liners pesados

Eficiencia para pozos con excesivos pesos de lodos

Brinda integridad de presin en pozos que lo requieren

La principal desventaja que se puede presentar es su prematura activacin debido

a la manipulacin de la sarta de trabajo en superficie principalmente en pozos

desviados, adems de que se podra daar el mecanismo de asentamiento al

girar el liner durante su corrida. En el caso de pega de tubera el asentamiento del

colgador sera imposible.

1.9.3. COLGADORES DE LINER CON SISTEMA EXPANDIBLE

Los colgadores de liner con sistema expandible tienen como objetivo brindar un

sello primario anular utilizando tubulares convencionales, ofreciendo un sello

confiable para migraciones de gas. Adems ofrece un perfil de rotacin que

permite perforar la ltima seccin del hoyo con el revestidor, eliminando viajes de

limpieza y tiempo bajando el revestidor. Existen dos tipos de colgadores

expandibles:

TIW X-PAK Liner Hanger

TIW X-PAK Drill Down

1.9.3.1. TIW X PAK Liner Hanger

El TIW X-PAK Liner Hanger se utiliza cuando la rotacin del liner no es requerida

(Ver Figura 1.10). La seccin expandida es de 16 a 24 in de longitud, el agarre de

las cuas proveen alta capacidad de carga. El sello que se forma en el anular al

21

tope del liner es un sello primario de alta presin gracias a la combinacin de los

elastmeros y el sello metal-metal. Suministra un estado mecnico para futuros

trabajos de completacin y/o reparacin de pozos. Entre los beneficios que

presenta este colgador son:

Manufacturados con materiales estndares de la OCTG

Ofrece integridad del sistema igual al del diseo del revestidor

Alta capacidad de carga y habilidad para soportar liners largos

Herramienta de asentamiento hidrulico con fcil liberacin y contingencia

de liberacin mecnica

Figura 1.10. TIW X-PAK Liner Hanger

Fuente: TIW ECUADOR Manual X-PAK Liner Hanger System

1.9.3.2. TIW X PAK Drill Down

El TIW X-PAK Drill Down posee todas las caractersticas del X-PAK Liner Hanger,

con la diferencia que es posible rotar el liner ya sea durante la corrida,

cementacin, rimando con el liner hasta el fondo o durante la perforacin (Ver

Figura 1.11). Los beneficios que presenta este colgador son los mismos que la de

un colgador expandible X-PAK, a ms de la alta capacidad de torque (Depende

del dimetro de la sarta de trabajo) que posee para rotacin y/u operaciones de

perforacin.

22

Figura 1.11. TIW X-PAK Drill Down

Fuente: TIW ECUADOR Manual X-PAK Liner Hanger System


Poseen un mecanismo de asentamiento hidrulico con fcil liberacin y en caso

de falla de la liberacin primaria, posee adems un mecanismo de liberacin

mecnico.

El proceso de asentamiento del colgador expandible es altamente confiable

debido a su diseo. Una vez que el colgador es posicionado en la profundidad de

asentamiento y desplazado el cemento al anular, se procede a expandir el

colgador. Se aplica una presin de 2000 psi a la herramienta de asentamiento

(Setting Tool) a fin de romper el anillo de corte (Shear Ring) e iniciar la expansin,

se aumenta la presin para permitir que la herramienta asentadora expanda el

colgador aproximadamente 18 in, una vez expandido el colgador se mantiene una

presin de 5000 psi por 5 minutos.

Para liberar el Setting Tool automticamente se aplica peso en la herramienta y

se procede a levantar la sarta para sacar la herramienta del pozo.

23


El uso de colgadores de liner expandibles evita encontrar problemas que son

comunes con el uso de colgadores convencionales. Entre las ventajas de los

colgadores expandibles tenemos:

Tiene la capacidad de rotacin durante la corrida y la cementacin del liner

Permite reciprocar en el fondo durante la operacin de acondicionamiento

del hueco

El sello que se genera con la expansin del colgador en el tope del liner

posee un alta capacidad de carga

El sello primario metal-metal puede ser suministrado en materiales

resistentes a las altas presiones (15000 psi), temperaturas (1000 F) y a la

corrosin.

El diseo del X-PAK Hanger/Packer evita encontrar problemas durante la

corrida del liner ya que se construye en una sola pieza de dimetro externo

uniforme con un mnimo de parte mviles, lo cual minimiza la cantidad de

conexiones

Tiene una mejor rea de flujo en el anular gracias a su concentricidad

evitando problemas de empaquetamiento, por tanto mejora la hidrulica

durante el acondicionamiento del hueco y cementacin del liner

Posee iguales o mejores caractersticas del revestidor (liner), por tanto

mantiene integridad del sistema.

Asegura la inmovilidad de liner despus de asentado, impidiendo su

recuperacin

Proporciona una conexin segura para futuras remediaciones de

revestidores anteriores con el uso de un Liner Tie-Back o un Liner Stub

24

1.10. USO PORCENTUAL DE COLGADORES DE LINER

EXPANDIBLES Y CONVENCIONALES EN EL ECUADOR

El uso de colgadores de liner con sistema expandible se ha ido incrementado a

travs de los aos, esto ya que poseen un ensamblaje sencillo y por ende un

proceso de asentamiento rpido y eficiente. Dicho incremento en el Ecuador se

muestra en el Grfico 1.1. de acuerdo a los datos proporcionados por TIW de

Venezuela Sucursal Ecuador:

Grfico 1.1. Evolucin del uso de Colgadores de Liner por ao de acuerdo a

la Compaa TIW ECUADOR

Fuente: Archivo de Corridas de Liner de TIW ECUADOR


Como se puede observar en el Grfico 1.1. a partir del ao 2006 se empez a

terminar los pozos con colgadores de liner con tecnologa expandible. En el ao

2006 se completaron 3,95% de los pozos con X-PAK Hanger/Packer hasta llegar

al ao 2012 en donde se terminaron casi el 91% de los pozos con esta tecnologa.

El uso de colgadores de liner convencionales que se observa en los dos ltimos

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

USO

DE

CO

LGA

DO

RES

DE

LIN

ER (

%)

AO

USO DE COLGADORES DE LINER POR AO

HIDRULICOS

MECNICOS

EXPANDIBLES

25

aos se deben a que estos son ms econmicos y por lo tanto ms atractivos

para pozos exploratorios principalmente, para pozos con una produccin

esperada baja, pozos verticales y pozos no profundos. Sin embargo se debe

considerar que con el uso de Hangers expandibles minimiza el riesgo de

problemas durante la corrida, instalacin o durante la produccin, y por ende un

aumento innecesario de costos para remediaciones.

En el Grfico 1.2 se puede observar el uso global de colgadores de liner desde el

ao 1999 hasta junio del 2012.

Grfico 1.2. Coladores del Liner usados hasta el ao 2012 de acuerdo a la

Compaa TIW ECUADOR

Fuente: Archivo de Corridas de Liner de TIW ECUADOR


El uso de colgadores convencionales supera enormemente al uso de colgadores

expandibles en casi cuatro veces, sin embargo se espera un incremento en el uso

de X-PAK Hanger/Packer en los prximos aos de acuerdo a la tendencia

observada anteriormente.

59.35% 21.96%

18.69%

COLGADORES CONVENCIONALES VS EXPANDIBLES

HIDRULICOS

MECNICOS

EXPANDIBLES

26

CAPTULO II

PROCESO DE ENSAMBLAJE E INSTALACIN DE

COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES EN POZOS

DE PRODUCCIN DE PETRLEO

2.1. INTRODUCCIN

Es importante conocer el ensamblaje y funcionamiento de un colgador expandible,

con el fin de evaluar correctamente el desempeo del mismo en una situacin

crtica, brindando soluciones prcticas y confiables que impidan tener prdidas

econmicas significativas. En la industria petrolera existe una gran variedad de

colgadores de liner con sistema expandible, que se diferencian entre s por su

proceso de asentamiento. Esta diferencia radica en los diferentes elementos de

los que se compone el colgador.

Por ello en este captulo se realiza una descripcin detallada de los procesos de

ensamblaje e instalacin de los colgadores de liner con sistema expandible de

TIW, ya que son colgadores que poseen un asentamiento sencillo y eficiente lo

cual reduce riesgos durante esta etapa final de la perforacin de un pozo. As

mismo se especifica las funciones que cumplen cada una de las partes

constituyentes del colgador durante su accionamiento y la posterior liberacin de

la herramienta de asentamiento. Se realiza adems una descripcin de los

accesorios utilizados durante la corrida del colgador, y un anlisis de los pozos en

los cuales pueden ser corridos colgadores expandibles, es decir un anlisis de la

configuracin que deben poseer dichos pozos.

27

2.2. TIPOS DE POZOS

El objetivo primario de perforar un pozo es llegar a una arena productora de

hidrocarburos (objetivo geolgico), para ello se dispone de varias configuraciones

de pozos. El diseo de la geometra de dichos pozos depende entre otros de los

siguientes factores:

Locaciones inaccesibles

Desplazamiento horizontal del objetivo

Formaciones con fallas

Mltiples pozos desde una misma locacin

Mltiples pozos desde una misma plataforma

Mltiples objetivos (arenas) desde un mismo pozo

Perforaciones para evitar domos de sal

Interseccin de zonas de alta presin

Pozos de alcance extendido (desplazamiento horizontal mayor a 16400

pies)

Caractersticas de la estructura geolgica

Espaciamiento entre pozos

Profundidad vertical

Rentabilidad del pozo

As mismo durante la perforacin se pueden presentar eventos que obliguen a

realizar desvos (sidetrack) a fin de llegar al objetivo planeado. En ocasiones

durante la etapa de produccin de un pozo es posible realizar un sidetrack para

mantener o aumentar la produccin, reducir BSW, alcanzar otra arena, etc.

Es importante conocer las diferentes configuraciones de pozos existentes,

especialmente la configuracin de pozos direccionales (Motivo de este estudio) ya

que de esta manera se conocer la severidad de las restricciones por las cuales

debe pasar el colgador durante la corrida; esto con el fin de establecer los

28

parmetros de corrida adecuados para no afectar la eficiencia de la herramienta

expandible ni de los tubulares involucrados.

2.2.1. DIRECCIONALES

Figura 2.1.Tipos de Pozos

Fuente: Schlumberger-Curso de Perforacin Direccional

2.2.1.1. Tipo J

Los pozos direccionales tipo J estn construidos de las siguientes secciones: (Ver Figura 2.2)

Seccin vertical

KOP, punto de desviacin generalmente a poca profundidad

Seccin de construccin de ngulo (aumenta la inclinacin)

EOD, punto que representa el fin de la construccin del ngulo

Seccin tangente que se mantiene hasta alcanzar el objetivo

Es decir este tipo de pozo es una trayectoria de incrementar y mantener (el

ngulo de inclinacin), el agujero penetra el objetivo con un ngulo igual al

mximo ngulo de incremento. Ver Fig 2.1 (A).

29

Existe una geometra de pozo tipo J modificada, en donde es una trayectoria de incremento continuo, la inclinacin continua incrementndose hasta alcanzar el objetivo o al atravesarlo. Ver fig 2.1 (D). La trayectoria de incrementar y mantener

requiere el menor ngulo de inclinacin para alcanzar el objetivo, por otro lado la

trayectoria de incremento continuo requiere la mayor inclinacin de todos los tipos

de trayectoria para alcanzar el objetivo.

Esta geometra puede ser til para pozos profundos con un amplio

desplazamiento horizontal o moderadamente profundos con moderado

desplazamiento horizontal; por ejemplo en el caso donde no es posible establecer

la locacin en superficie directamente sobre el objetivo o en una plataforma

multipozo.

Figura 2.2. Pozo Tipo J o Slant


Modificado Por: Mara Elena Romero B

2.2.1.2. Tipo S

Los pozos direccionales tipo S estn constituidos de las siguientes secciones: (Ver figura 2.3)

Seccin vertical

KOP, punto de desviacin generalmente a poca profundidad

30


EOD, punto que representa el fin de la construccin del ngulo

Seccin tangente (mantenimiento del ngulo)

SOD, punto que representa el comienzo de la reduccin de ngulo

Seccin de reduccin de ngulo

EOD, punto donde se termina la reduccin del ngulo

Seccin de cada

De forma resumida se puede decir que este pozo es de la forma incrementar, mantener y disminuir (el ngulo de inclinacin), el objetivo es atravesado por un hoyo vertical. Ver fig 2.1 (C).

Existe una variacin del perfil tipo S llamado S modificada en el cual su forma es incrementar, mantener, disminuir y/o mantener, se atraviesa el objetivo con un ngulo menor que el ngulo de inclinacin mximo en la seccin de

mantenimiento. Ver fig 2.1. (B).

Los pozos con perfil S requiere ms ngulo de inclinacin que los pozos con perfil J y S modificada, por otro lado los pozos con perfil S modificada requieren ms ngulo de inclinacin que los pozos con un perfil J, pero menor que los pozos con perfil S.

Este tipo de pozos se perforan para mejorar la eficiencia del pozo y en ocasiones

para aliviar un pozo descontrolado.

En perforaciones offshore que se realizan desde una misma plataforma los pozos

tipo S ayudan a mejorar la precisin del espaciamiento entre pozos. Adems de ser tiles cuando se requiere perforar pozos profundos con un pequeo

desplazamiento horizontal, reduciendo adems el ngulo de interseccin en el

reservorio. As mismo es posible atravesar mltiples zonas de inters. Existe la

dificultad de que dependiendo de los ngulos de inclinacin de los pozos puede

haber incremento de torque y arrastre, y la formacin de ojos de llave.

31

Figura 2.3. Pozo Tipo S



2.2.1.3. Horizontales

Los pozos horizontales constan de las siguientes secciones: (Ver Figura 2.4.)

Seccin vertical

KOP, punto de inicio de la desviacin


Seccin tangente (mantiene la inclinacin)

EBU, punto que representa el fin de la construccin del ngulo

Seccin lateral

Este tipo de pozos tipo de incremento continuo y mantener, incremento hasta alcanzar el mximo ngulo de inclinacin (90) respecto a la vertical y

mantenimiento en la seccin horizontal. Se define un pozo horizontal como un

pozo direccional con una seccin perforada continua con un ngulo mayor a 86

respecto a la vertical. El reservorio es atravesado por un hoyo prcticamente

horizontal. El objetivo de realizar perforaciones horizontales es incrementar la

produccin primaria y secundaria, reducir nmero de pozos verticales requeridos

para desarrollar un campo; esto se sustenta en que la productividad de los pozos

horizontales llega a ser mayor que la de un pozo vertical puesto que comunican

32

una mayor rea de la formacin productora, atraviesan fracturas naturales,

reducen las cadas de presin y disminuyen los avances de los contactos agua-

petrleo.

Figura 2.4. Pozo Horizontal



2.3. SELECCIN DE POZOS PARA LA UTILIZACIN DE

COLGADORES CONVENCIONALES O EXPANDIBLES

2.3.1. USO DE LINERS

El uso de liners durante la etapa final de la perforacin depende del diseo

propuesto de las tuberas de revestimiento para dicho pozo. Este diseo depende

a su vez del programa de fluidos de perforacin a ser utilizado.

La relacin que existe entre la profundidad de asentamiento de las tuberas de

revestimiento y el programa de lodos para cada seccin se explica a continuacin:

El primer paso de la planeacin de un pozo es la determinacin de la presin de

formacin esperada y el gradiente de fractura (Por los mtodos de Hottman y

Johnson, y Eaton; estos mtodos no sern tratados ya que no son tema de

33

estudio de este proyecto) , como resultado de esa informacin se tiene

conocimiento del peso del lodo requerido para llevar a cabo la perforacin de

cada seccin, generalmente se considera un margen de seguridad en la presin

hidrosttica que ejercer el lodo para exceder la presin de la formacin, pero no

fracturarla.

Una vez conocido el perfil de presiones (por ende el peso del lodo a utilizarse) el

segundo paso es determinar el punto de asentamiento de las tuberas de

revestimiento, tomando en cuenta que se realiza desde abajo hacia arriba y

considerando que la presin ejercida por la columna de lodo no debe exceder el

gradiente de fractura de la formacin a cierta profundidad.

Es decir se realiza la cementacin de una TR previo al cambio del tipo y peso del

lodo para atravesar una nueva seccin. Sin embargo, como ya se mencion

anteriormente el diseo de las profundidades de asentamiento de las TRs de un

pozo depende de las condiciones del mismo, por lo que puede cambiar segn las

necesidades que se presenten durante la perforacin. Una vez definido las TRs a

utilizar, se realiza un anlisis econmico para determinar si es ms rentable

utilizar liners en el diseo.

De esta manera generalmente en pozos direccionales tipo J, es usual el uso de liners para alcanzar la zona productora, el colgador de este se asiente en la

seccin tangente, en pozos tipo S se asienta en la seccin vertical (tumbado). Por otro lado el diseo de las TRs en pozos horizontales incluyen dos tipos de

liners, el primero de ellos es un liner intermedio (aterriza en la formacin de

inters) de 7 el cual se ancla mediante un colgador en la seccin desviada (inferior a 90), y un liner ranurado de 4 o 5 (alcanza la seccin lateral con un ngulo de inclinacin de 90), se ancla en una seccin casi horizontal. En

conclusin el objetivo es dejar el colgador en una seccin donde no exista

severidad de doglegs, para de esta manera evitar someter el colgador a esfuerzos

que pudieran reducir su eficiencia.

34

2.3.2. USO DE COLGADORES

Como se vio en la seccin anterior el uso de liners es muy usual para cubrir la

zona de inters, para ello se requiere de colgadores altamente confiables en las

peores condiciones de operacin. Actualmente el uso de colgadores con

tecnologa expandible va en aumento, pero en algunas ocasiones tambin se

sugiere el uso de colgadores convencionales. Es por ello que es importante definir

las razones fundamentales que determinan la diferencia en su uso.

En el anlisis para la seleccin de un colgador de liner se debe considerar la

geometra del pozo, la superficie de desviacin, si el revestidor reciprocar

durante el trabajo de cementacin y si rotar durante la corrida del liner en hueco

abierto, la integridad de presin para soportar la presin externa e interna, entre

otros; como tambin de los siguientes factores:

Tamao, peso, grado y profundidad de asentamiento de la tubera de

revestimiento husped

Tamao, peso, grado, conexiones y longitud del liner a correr

Profundidad de asentamiento del colgador de liner

El ngulo de inclinacin donde se ubicar el colgador

Tipo de liner: produccin o perforacin

Cargas aplicadas al colgador provenientes del peso del liner y operaciones

hidrulicas

Fluidos de terminacin y/o del pozo a los cuales puede estar expuesto

tanto el liner como el colgador

Presin, temperatura, tensin a la cual pueden estar expuestos los equipos

del liner

En la Tabla 2.1. se muestran los parmetros dentro de los cuales los colgadores

tanto convencionales como con tecnologa expandible pueden funcionar

satisfactoriamente.

35

Tabla 2.1. Parmetros para la Seleccin de Colgadores Convencionales o Expandibles

COMPARACIN DE COLGADORES DE LINER

CONVENCIONALES

EXPANDIBLES X-PAK

HIDRULICOS MECNICOS

Geometra del pozo Alto ngulo y

extremadamente profundos

Profundos, verticales o con

ngulo mximo de 45

Profundos, verticales o con ngulo mximo

de 70

Superficie de desviacin

Rotar la sarta durante la corrida

Limitado - X

Rotar el liner durante la corrida

Limitado - X

Reciprocar la sarta durante la corrida

X X X

Reciprocar el liner durante la corrida

X X X

Rotar la sarta durante el acondicionamiento

Limitado - X

Rotar el liner durante el acondicionamiento

Limitado - X

Reciprocar la sarta durante el acondic.

X X X

Reciprocar el liner durante el acondic.

X X X

Rotar la sarta durante la cementacin

- - X

Rotar el liner durante la

cementacin - - X

Continuacin Tabla 2.1. Parmetros para la Seleccin de Colgadores

36

Convencionales o Expandibles

COMPARACIN DE COLGADORES DE LINER

CONVENCIONALES

EXPANDIBLES X-PAK

HIDRULICOS MECNICOS

Reciprocar la sarta durante la cementacin

- - X

Reciprocar el liner durante la cementacin

- - X

Tipos de liners

Largos y pesados, recomendado para

correr un liner dentro de otro

Largos y pesados Largos y pesados

Pesos de lodo

Excesivos

Usado en plataformas flotadoras

X - X

Material para prdida de circulacin. en el lodo

Concentraciones pesadas

Presin de fondo Limitada Limitada Condiciones

extremas

Temperatura de fondo Limitada Limitada Condiciones

extremas

Presencia de fluidos corrosivos

Limitada Limitada X

Costos Aumentan los costos, si se realiza remediacin cuando exista falla del

sello en el tope del liner

Reduce costos futuros

Fuente: TIW ECUADOR Sistema Expandible X-PAK

Elaborado Por: Mara Elena Romero B

37

Como se observa en la Tabla 2.1. los colgadores de liner existentes poseen

diferentes caractersticas que sirven para condiciones especficas de operacin,

dependiendo de dichas operaciones podemos escoger el colgador ms

apropiado. Sin embargo podemos observar tambin que los colgadores con

tecnologa expandible X-PAK de TIW brindan mayor confiabilidad durante la

instalacin del colgador, ya que con ellos es posible correr liners largos y

pesados, en pozos profundos y altamente desviados (hasta 70, profundidad

donde se ancla el colgador); puede ser usado en pozos off-shore ya que el

movimiento del agua no in

Documents

COLGADORES.pdf