I
II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
TEMA:
“ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE CORRIDA DE LINERS
CONVENCIONALES Y CORRIDA DE LINERS EXPANDIBLES,
INSTALADOS POR LA COMPAÑÍA TIW VENEZUELA, SUCURSAL
ECUADOR EN DIFERENTES CAMPOS PETROLEROS DEL ECUADOR”
TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO DE
PETRÓLEOS
Autor: Marco Ricardo Bolaños Carranza
Director: Ing. Patricio Izurieta
Quito – Ecuador
2010
III
DECLARACIÓN
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor.
-------------------------------------------------------------------
MARCO RICARDO BOLAÑOS CARRANZA.
C.I. 1803596061
IV
CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR
Certifico que la presente tesis de grado fue elaborada en su totalidad por el señor,
MARCO RICARDO BOLAÑOS CARRANZA.
Ing. Patricio Izurieta
DIRECTOR DE TESIS
V
CARTA DE LA EMPRESA
VI
AGRADECIMIENTO
A Dios por ser el ser supremo que me ha brindado su apoyo
permanente y me ha dado la fuerza suficiente para vencer los
momentos difíciles
A mi hermosa familia por estar siempre junto a mí y brindarme todo
el apoyo necesario para seguir por el camino del bien y conseguir
mis metas.
Al Ing. Patricio Izurieta, director de mi tesis, el cual siempre a
confiado y me apoyado en toda mi carrera universitaria.
Al Ing. James Bonilla, gerente de TIW Venezuela, Sucursal del
Ecuador por haberme permitido realizar mis prácticas y mi tesis en
la empresa que tan acertadamente la dirige.
Al Tlg. Darwin Molina, que ha sido mi apoyo en el base de TIW
Venezuela, Sucursal del Ecuador; el cual me ha impartido muchos
conocimientos y me tuvo mucha paciencia.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial y a los profesores de la
que han sido mis guías y han compartido todos los conocimientos
necesarios para lograr ser un profesional útil en el área petrolera.
Ricardo
VII
DEDICATORIA
Dedico esta tesis:
A mi padre y madre que han sido mi apoyo incondicional, en
los buenos y malos momentos, me han sabido aconsejar para
seguir adelante, y gracias a su gran esfuerzo, he logrado
cumplir una meta en mi vida. A mis hermanas que me han
sabido brindar el cariño necesario cuando más lo necesitaba y
que con sus bromas y regaños me han apoyado
constantemente. A mí novia que ha estado junto a mí en las
buenas y en las malas y me ha sabido apoyar y comprender.
Ricardo
VIII
ÍNDICE DE CONTENIDO
CARÁTULA .................................................................................................................... II
DECLARACIÓN ............................................................................................................ III
CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR............................................................................. IV
CARTA DE LA EMPRESAAGRADECIMIENTO ........................................................ V
AGRADECIMIENTO..................................................................................................... VI
DEDICATORIA ........................................................................................................... VII
ÍNDICE DE CONTENIDO.......................................................................................... VIII
ÍNDICE GENERAL........................................................................................................ IX
ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................ XVI
ÍNDICE DE FOTOGRAFÍAS ..................................................................................... XIX
ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................. XXI
ÍNDICE DE ANEXOS ................................................................................................. XXI
RESUMEN ................................................................................................................. XXII
SUMMARY .............................................................................................................. XXIII
IX
ÍNDICE GENERAL
CAPÍTULO I ..................................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 1
1.1 Problema ................................................................................................................. 2
1.1.1 Planteamiento del problema ............................................................................. 2
1.1.2 Sistematización del problema .......................................................................... 2
1.1.3 Causas .............................................................................................................. 3
1.2 Objetivos ................................................................................................................. 3
1.2.1 General ............................................................................................................. 3
1.2.2 Específicos ....................................................................................................... 3
1.3 Justificación............................................................................................................. 4
1.4 Hipótesis .................................................................................................................. 5
1.4.1 Hipótesis general .............................................................................................. 5
1.4.2 Hipótesis específicas ........................................................................................ 5
1.5 Variables ................................................................................................................. 5
1.5.1 Variable dependiente ........................................................................................ 5
1.5.2 Variable independiente..................................................................................... 6
CAPÍTULO II ................................................................................................................... 7
2. LINER CONVENCIONAL .......................................................................................... 7
2.1 Porqué correr un liner.............................................................................................. 7
2.1.1 Información necesaria para correr un Liner ..................................................... 8
2.2 Tipos de Liners ........................................................................................................ 8
2.2.1 Liner Intermedio o de Perforación ................................................................... 8
2.2.2 Liner de Producción ......................................................................................... 9
X
2.2.3 Liner (ext. Corta) Stub ................................................................................... 10
2.2.4 Liner (ext. larga) Tie-Back ............................................................................. 11
2.2.5 Scab Liner ...................................................................................................... 12
2.3 Selección de las partes del liner ............................................................................ 13
2.3.1 Collar de Asentamiento (Setting Collar) ........................................................ 14
2.3.2 Empaques de Liner (Packer) .......................................................................... 18
2.3.3 Colgadores de Liners...................................................................................... 22
2.3.3.1 Colgadores mecánicos ............................................................................. 22
2.3.3.1.1 Colgadores mecánicos disponibles .................................................. 22
2.3.3.1.2 Colgadores hidráulicos ..................................................................... 25
2.3.3.1.3 Colgadores hidráulicos ..................................................................... 25
2.3.4 Collar de Asentamiento .................................................................................. 27
2.3.5 Collar flotador (Float Collar) ......................................................................... 28
2.3.6 Zapata flotadora ............................................................................................. 29
2.3.7 Tapones de Limpieza ..................................................................................... 31
2.3.8 Obturadores .................................................................................................... 33
2.3.9 Herramientas de Asentamiento ...................................................................... 34
2.4 Corrida de un liner convencional .......................................................................... 37
2.4.1 Procedimiento de Ensamblaje de un Liner Convencional ............................. 37
2.4.1.1 Datos del pozo ......................................................................................... 38
2.4.1.2 Equipo de Liner Hanger .......................................................................... 38
2.4.1.2.1 Equipos ............................................................................................. 39
2.4.1.2.2 Setting Tools .................................................................................... 39
2.4.1.3 Calibraciones (Diagramas) ...................................................................... 39
XI
2.4.1.3.1 Calibraciones de Equipos ................................................................. 39
2.4.1.3.2 Calibraciones de Herramientas ........................................................ 47
2.4.1.4 Checklist para ensamblaje del SETTING COLLAR CON COLGADOR
............................................................................................................................. 48
2.4.1.4.1 Herramienta soltadora tipo “SJ SETTING TOOL” & “RPOB” ...... 48
2.4.1.5 Check List para mantenimiento de SETTING TOOL SJ, POLISH
NIPPLE, HANDLING NIPPLE.......................................................................... 50
2.4.1.6 Check List de mantenimiento de TOP DRIVE CEMENTING
MANIFOLD ........................................................................................................ 52
2.4.1.7 Check list para mantenimiento de RPOB................................................ 53
2.4.1.8 Certificación de herramientas ................................................................. 54
2.4.1.9 Prueba Hidrostática ................................................................................. 57
2.4.2 Procedimiento General ................................................................................... 57
2.4.2.1 Ensamble del colgador hidráulico con SETTING COLLAR Y RPOB . 58
2.4.2.1.1 Operación: ........................................................................................ 58
CAPÍTULO III ................................................................................................................ 63
3. LINER EXPANDIBLE .............................................................................................. 63
3.1 Plan de Desarrollo ................................................................................................. 63
3.2 Metas de desarrollo ............................................................................................... 63
3.3 Propósito del sistema expandible X-PAK ............................................................. 63
3.3.1 Beneficios ....................................................................................................... 64
3.4 Propósito del sistema expandible X-PAK / Rotación ........................................... 65
3.4.1 Beneficios ....................................................................................................... 65
3.5 Casos Históricos .................................................................................................... 67
XII
3.5.1 South Texas Land; corrida de X-PAK Drill Down: Liner de 5-1/2 in,17 lpp,
P-110 x 7-5/8 in,33.7 lpp, P-110 ............................................................................. 67
3.5.2 South Texas Land; corrida de X-PAK Drill Down: Liner de 5-1/2 in,17 lpp,
P-110 x 7-5/8 in,33.7 lpp, P-110 ............................................................................. 68
3.5.3 Casos Históricos en Latinoamérica – Ecuador (2006 – 2008) ....................... 68
3.6 Resumen General de las corridas .......................................................................... 69
3.7 Reporte de la prueba TIW 7-5/8” 39# P-110 x 9-5/8” 53.5# P-110 ..................... 70
3.7.1 Objetivo .......................................................................................................... 70
3.7.2 Equipo de prueba............................................................................................ 70
3.7.3 Procedimiento de prueba ................................................................................ 70
3.7.4 Resultado de las pruebas ................................................................................ 73
3.7.4.1 Prueba de presión de rendimiento al 80% ............................................... 77
3.7.4.2 Prueba de fondo de presión al 80% ......................................................... 79
3.7.4.3 Prueba de presión a 10000 psi ................................................................. 80
3.7.5 Conclusiones de las pruebas realizadas.......................................................... 82
3.8 Ventajas sobre el uso del Sistema Expandible X-PAK ......................................... 83
3.9 Corrida de un Liner Expandible ............................................................................ 84
3.9.1.1 Datos del pozo ......................................................................................... 84
3.9.1.2 Equipo de Liner Hanger .......................................................................... 85
3.9.1.2.1 Equipos ............................................................................................. 85
3.9.1.2.2 Setting Tools .................................................................................... 86
3.9.1.3 Calibraciones (Diagramas) ...................................................................... 87
3.9.1.3.1 Calibraciones de Equipos ................................................................. 87
3.9.1.3.2 Calibraciones de Herramientas ........................................................ 93
XIII
3.9.1.4 Checklist para ensamblaje de X PAK LINER HANGER ....................... 94
3.9.1.4.1 Herramienta activadora y soltadora tipo Multi-pistón Hydraulic X-
PAK ................................................................................................................. 94
3.9.1.5 Check List de mantenimiento de TOP DRIVE SWIVEL, CEMENTING
MANIFOLD, PLUG MANIFOLD, BALL DROPPING Y FLAG SUB ......... 100
3.9.1.6 Check List de mantenimiento de TOP DRIVE SWIVEL, CEMENTING
MANIFOLD, PLUG MANIFOLD, BALL DROPPING Y FLAG SUB ......... 101
3.9.1.7 Certificación de herramientas ............................................................... 103
3.9.1.8 Prueba Hidrostática ............................................................................... 107
3.9.2 Procedimiento General ................................................................................. 108
3.9.2.1 Ensamble de colgador expandible X-PAK, DPOB y SETTING TOOL
hidráulico multi pistón ...................................................................................... 108
3.9.2.1.1 Procedimiento ................................................................................ 109
3.9.2.1.2 Características ................................................................................ 109
3.9.2.1.3 Procedimiento de Corrida .............................................................. 112
CAPÍTULO IV .............................................................................................................. 117
4. ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE CORRIDA DE LINERS
CONVENCIONALES Y CORRIDA DE LINERS EXPANDIBLES .......................... 117
4.1 Comparaciones entre el liner convencional y el liner expandible X-PAK ......... 118
4.1.1 Permite aplicar rotación durante la corrida y la cementación. Se puede
reciprocar de ser deseado. (Liner Expandible X-PAK) ........................................ 118
4.1.2 Se aplica rotación antes y después de asentados en colgadores especiales con
torque y peso limitado. (Liner convencional hidráulico y/o mecánico)................ 119
4.1.3 Mayor Capacidad de Carga. (Liner Expandible X-PAK) ............................ 120
XIV
4.1.4 Se puede diseñar para mayor capacidad de carga, pero disminuyendo el área
de flujo. (Liner convencional hidráulico y/o mecánico) ....................................... 120
4.1.5 Se utiliza un solo equipo: X-PAK HGR/PKR. (Liner Expandible X-PAK) 121
4.1.7 Genera un sello primario Metal-Metal y puede ser suministrado en materiales
resistentes a la corrosión y altas temperaturas (1000 °F) y 15 KSI. (Liner
Expandible X-PAK) .............................................................................................. 123
4.1.8 Se considera como sello secundario y provee sello a alta temperatura
utilizando accesorios adicionales hasta 10 KSI (Liner convencional hidráulico y/o
mecánico) .............................................................................................................. 124
4.1.9 Mejor área de flujo por su concentricidad minimizando riesgos de empaque
anular. Mejorando la hidráulica (Liner Expandible X-PAK)................................ 125
4.1.10 Área de flujo limitada a través de los conos pre-asentado y post-asentado
(Liner convencional hidráulico y/o mecánico). .................................................... 125
4.1.11 Mantiene integridad del sistema (Liner Expandible X-PAK). ................... 126
4.1.12 Mantiene integridad del sistema solo con colgadores mecánicos (Liner
convencional hidráulico y/o mecánico). ............................................................... 127
4.1.13 Reduce costos futuros (Liner Expandible X-PAK). ................................... 127
4.1.14 Solo el costo inicial es más económico (Liner convencional hidráulico y/o
mecánico). ............................................................................................................. 128
4.1.15 Garantiza la incapacidad de mover el liner después de asentado,
imposibilitando su flotación y/o recuperación (Liner Expandible X-PAK). ........ 128
4.1.16 Debe proveer cuñas bi-direccionales para evitar el movimiento en ambos
sentidos, limitándose a la capacidad de agarre de las cuñas (Liner convencional
hidráulico y/o mecánico). ...................................................................................... 129
XV
4.1.17 Construcción externa uniforme con mínimo de partes móviles (Liner
Expandible X-PAK). ............................................................................................. 130
4.1.18 Partes móviles y sellos parcial o totalmente expuestos (Liner convencional
hidráulico y/o mecánico). ...................................................................................... 131
4.2 Resultados de Corridas de Liners. ....................................................................... 132
4.2.1 Pozos corridos con Liners Convencionales.................................................. 132
4.2.1.1 Pozo Auca 76 D .................................................................................... 132
4.2.1.2 Pozo Culebra 10 H ................................................................................ 133
4.2.1.3 Pozo Yulebra 8 D .................................................................................. 133
4.2.2 Pozos corridos con liners Expandibles ......................................................... 134
4.2.2.1 Pozo PCCB-006 .................................................................................... 134
4.2.2.2 Pozo PCCB-010 .................................................................................... 134
4.2.2.3 Pozo PCCB-004 .................................................................................... 135
4.3 Equipos, herramientas y accesorios utilizados para el ensamblaje de Liners
Convencionales así como Liners Expandibles. ......................................................... 137
4.3.1 Equipos ......................................................................................................... 137
4.3.3 Accesorios .................................................................................................... 144
CAPÍTULO V ............................................................................................................... 148
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................ 148
5.1 Conclusiones ....................................................................................................... 148
5.2 Recomendaciones ................................................................................................ 151
GLOSARIO............................................................................................................... 153
BIBLIOGRAFÍA....................................................................................................... 156
ANEXOS................................................................................................................... 157
XVI
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA No 2.1 Liner intermedio o de perforación ......................................................... 9
FIGURA No 2.2 Liner de Producción ............................................................................ 10
FIGURA No 2.3 Liner (ext. Corta) Stub......................................................................... 11
FIGURA No 2.4 Liner (ext. larga) Tied-Back. ............................................................... 12
FIGURA No 2.5 Scab Liner............................................................................................ 13
FIGURA No 2.6 Collar tipo L ........................................................................................ 15
FIGURA No 2.7 Collar con receptáculo tipo LG ........................................................... 16
FIGURA No 2.8 Collar con receptáculo tipo LG y perfil RPOB ................................... 16
FIGURA No 2.9 Collar con receptáculo tipo LG, ranura RP & perfil RPOB ................ 17
FIGURA No 2.10 Collar con receptáculo tipo LG, ranura RP-RRP & perfil RPOB ..... 17
FIGURA No 2.11 Collar con receptáculo tipo LG, engranaje C & perfil RPOB ........... 18
FIGURA No 2.12 Empaque tipo L ................................................................................. 19
FIGURA No 2.13 Empaque tipo S con ranura C y perfil RPOB .................................... 20
FIGURA No 2.14 Empaque tipo HLP con cuñas de tensión .......................................... 20
FIGURA No 2.15 Empaque tipo LX .............................................................................. 21
FIGURA No 2.16 Empaque tipo HLX ........................................................................... 21
FIGURA No 2.17 Colgador „J‟ ....................................................................................... 23
FIGURA No 2.18 Colgador „EJP‟ .................................................................................. 23
FIGURA No 2.19 Colgador EJ-IB .................................................................................. 24
FIGURA No 2.20 Colgador EJ-IB-TC ........................................................................... 24
FIGURA No 2.21 Colgadores IB-R Hydro Hanger ........................................................ 26
FIGURA No 2.22 Colgadores IB-TC R RRP Hydro Hanger ......................................... 26
XVII
FIGURA No 2.23 Colgadores IB - TC - DD Hydro Hanger ......................................... 27
FIGURA No 2.24 Collar de asentamiento tipo “L” ........................................................ 28
FIGURA No 2.25 Collar de asentamiento tipo “HS-SR” ............................................... 28
FIGURA No 2.26 Collar flotador tipo “L” ..................................................................... 29
FIGURA No 2.27 Collar flotador tipo “CL” .................................................................. 29
FIGURA No 2.28 Zapata Flotadora tipo LS-2................................................................ 30
FIGURA No 2.29 Zapata doble válvula flotadora tipo 226 con orificios laterales ........ 30
FIGURA No 2.30 Tapón de liner tipo PDC .................................................................... 31
FIGURA No 2.31 Tapón del Drill Pipe .......................................................................... 31
FIGURA No 2.32 Tapón del liner (LWP & PDP) „LR‟ ................................................. 32
FIGURA No 2.32 Tapón del liner en Tandem ................................................................ 32
FIGURA No 2.33 Ensamble de unidad de sello ............................................................. 33
FIGURA No 2.34 Obturador perforable (DPOB) ........................................................... 33
FIGURA No 2.35 Obturador recuperable (RPOB) ......................................................... 34
FIGURA No 2.36 Herramienta tipo LN ......................................................................... 35
FIGURA No 2.36 Herramienta tipo SJ ........................................................................... 35
FIGURA No 2.37 Herramienta tipo SJ-T ....................................................................... 36
FIGURA No 2.38 Herramienta tipo RP-RRP ................................................................. 36
FIGURA No 2.39 Herramienta tipo H-1PL .................................................................... 37
FIGURA No 2.40 Inspección de Equipo ........................................................................ 40
FIGURA No 2.41 Inspección de Equipo ........................................................................ 40
FIGURA No 2.41 Inspección de Equipo ........................................................................ 41
FIGURA No 2.42 Inspección de Equipo ........................................................................ 42
FIGURA No 2.43 Inspección de Equipo ........................................................................ 43
XVIII
FIGURA No 2.44 Inspección de Equipo ........................................................................ 44
FIGURA No 2.45 Inspección de Equipo ........................................................................ 45
FIGURA No 2.46 Inspección de Equipo ........................................................................ 46
FIGURA No 2.47 Inspección de herramientas ............................................................... 47
FIGURA No 2.48 Inspección de herramientas ............................................................... 55
FIGURA No 2.49 Inspección de herramientas ............................................................... 56
FIGURA No 2.50 Plug Manifold .................................................................................... 57
FIGURA No 3.1 Partes del sistema expandible X-PAK................................................. 64
FIGURA No 3.2 Partes del sistema expandible X-PAK / Rotación ............................... 66
FIGURA No 3.3 Partes del sistema expandible X-PAK II ............................................. 66
FIGURA No 3.4 Proceso de expansión del cuerpo del colgador X-PAK ...................... 67
FIGURA No 3.5 Inspección de Equipo .......................................................................... 88
FIGURA No 3.6 Inspección de Equipo .......................................................................... 89
FIGURA No 3.7 Inspección de Equipo .......................................................................... 90
FIGURA No 3.8 Inspección de Equipo .......................................................................... 91
FIGURA No 3.9 Inspección de Equipo .......................................................................... 92
FIGURA No 3.10 Inspección de herramientas ............................................................... 93
FIGURA No 3.11 Inspección de herramientas ............................................................. 103
FIGURA No 3.12 Inspección de herramientas ............................................................. 104
FIGURA No 3.13 Inspección de herramientas ............................................................. 105
FIGURA No 3.14 Inspección de herramientas ............................................................. 106
FIGURA No 3.15 Setting Tool ..................................................................................... 107
FIGURA No 3.16 Top Drive Swivel ............................................................................ 107
FIGURA No 3.17 Top Drive Swivel ............................................................................ 108
XIX
FIGURA No 3.18 Colgador expandible X-PAK, DPOB y SETTING TOOL hidráulico
multi pistón.................................................................................................................... 111
FIGURA No 4.1 Área de flujo VS Capacidad de colgamiento .................................... 121
FIGURA No 4.2 Área de flujo ...................................................................................... 121
FIGURA No 4.4 Colgador mecánico ............................................................................ 123
FIGURA No 4.5 Packer ................................................................................................ 123
FIGURA No 4.6 Área de flujo del Liner Expandible X-PAK ...................................... 125
FIGURA No 4.7 Área de flujo ...................................................................................... 126
FIGURA No 4.8 Integridad del sistema ........................................................................ 126
FIGURA No 4.9 Colgador y orificio ............................................................................ 127
FIGURA No 4.10 Cuñas Liner Expandible X-PAK ..................................................... 129
FIGURA No 4.11 X-PAK Liner Hanger ...................................................................... 131
FIGURA No 4.12 Partes móviles expuestas ................................................................. 132
ÍNDICE DE FOTOGRAFÍAS
FOTOGRAFÍA N° 01 Setting tool y línea de presión ................................................... 71
FOTOGRAFÍA N° 02 Herramienta introducida para prueba de pozo ......................... 71
FOTOGRAFÍA N° 03 Shear Ring ................................................................................. 72
FOTOGRAFÍA N° 04 Herramienta antes y después de la liberación ............................ 73
FOTOGRAFÍA N° 05 X-PAK Expander ....................................................................... 73
FOTOGRAFÍA N° 06 Cuerpo del Expander .................................................................. 74
FOTOGRAFÍA N° 07 Casing y Nipple .......................................................................... 74
FOTOGRAFÍA N° 08 Prueba de Presión ....................................................................... 78
FOTOGRAFÍA N° 09 Corte del casing y el expansor .................................................... 81
FOTOGRAFÍA N° 10 Cuerpo del X-PAK después de la prueba ................................... 82
XX
FOTOGRAFÍA No 11 Sello Metal – Metal .................................................................. 124
FOTOGRAFÍA No 12 Cuñas Liner convencional ....................................................... 130
FOTOGRAFÍA No 13 High Pressure Test ................................................................... 137
FOTOGRAFÍA No 14 Torque Monitoring System (Twister 6000) ............................. 138
FOTOGRAFÍA No 15 Montacargas ............................................................................. 138
FOTOGRAFÍA No 16 Plataforma ................................................................................ 139
FOTOGRAFÍA No 17 Engrasador Neumático ............................................................. 139
FOTOGRAFÍA No 18 Tecle Eléctrico ......................................................................... 140
FOTOGRAFÍA No 19 Tecle Manual ........................................................................... 140
FOTOGRAFÍA No 20 Burro o soporte ........................................................................ 141
FOTOGRAFÍA No 21 Prensa de cadena ...................................................................... 141
FOTOGRAFÍA No 22 Soplete...................................................................................... 142
FOTOGRAFÍA No 23 Llave de Cadena ....................................................................... 142
FOTOGRAFÍA No 24 Amoladora................................................................................ 143
FOTOGRAFÍA No 25 Taladro ..................................................................................... 143
FOTOGRAFÍA No 26 Entenalla .................................................................................. 144
FOTOGRAFÍA No 27 Grasa roja ................................................................................. 144
FOTOGRAFÍA No 28 Grasa negra .............................................................................. 145
FOTOGRAFÍA No 29 WD-40...................................................................................... 145
FOTOGRAFÍA No 30 Banda ....................................................................................... 146
FOTOGRAFÍA No 31 Faja ........................................................................................... 146
FOTOGRAFÍA No 32 Llave Alien............................................................................... 147
FOTOGRAFÍA No 33 Plástico de Empaque ................................................................ 147
XXI
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA No 2.1 Equipos y herramientas a utilizarse ...................................................... 49
TABLA No 2.2 Componentes del Setting Tool .............................................................. 51
TABLA No 3.1 Fuerza VS. Tiempo ............................................................................... 75
TABLA No 3.2 Antes y después de la expansión ........................................................... 76
TABLA No 3.3 Variaciones del expansor ...................................................................... 77
TABLA No 3.4 Prueba de Presión, vs Tiempo ............................................................... 79
TABLA No 3.5 Prueba de Fondo de presión .................................................................. 80
TABLA No 3.6 Prueba de presión a 10000 psi .............................................................. 81
TABLA No 3.7 Equipos y herramientas a utilizarse ...................................................... 95
TABLA N° 4.1 Sistema Expandible X-PAK Vs. Colgadores Convencionales............ 117
TABLA N° 4.2 Resultados de corridas de liners convencionales VS liners expandibles
....................................................................................................................................... 136
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO No 1 Cálculos de los Pines Ball Seat Rotating Tool X-PAK ......................... 157
ANEXO No 2 Tubing Table ......................................................................................... 158
ANEXO No 3 Decimal Equivalents of Fractions ......................................................... 159
XXII
RESUMEN
El presente trabajo tiene como objetivo principal determinar mediante el análisis
comparativo entre la corrida del liner convencional y corrida del liner expandible, las
ventajas y desventajas de correr un liner u otro.
En el primer capítulo se detallan los objetivos del trabajo, justificación para desarrollar
el tema; variables involucradas, metodología y técnicas utilizadas en esta tesis.
El segundo capítulo podemos encontrar que es un liner convencional, las partes del
liner, procedimiento de ensamblaje, pruebas realizadas y el procedimiento de cómo
correr un liner convencional
En el tercer capítulo se puede observar que es un liner expandible, pruebas realizadas en
Houston, historial de corridas en el mundo y Ecuador, procedimiento de ensamblaje y
corrida de un liner expandible.
El cuarto capítulo detalla el análisis comparativo entre la corrida de liners
convencionales y corrida de liners expandibles, así como los resultados de las corridas y
las herramientas utilizadas para el ensamblaje de los mismos.
Finalmente el quinto capítulo corresponde a la parte más importante de la tesis que son
las conclusiones obtenidas en base al trabajo desarrollado, así como las
recomendaciones sugeridas muchas de ellas en función de las conclusiones alcanzadas.
XXIII
SUMMARY
This work has a primarily aims to determined by the comparative analysis of the run
conventional liner and run expandable liner, the advantages and disadvantages running
a liner or another.
In the first chapter details the work objectives, justification to develop the topics,
variables involved, methodology and techniques used in this thesis.
The second chapter we find it is a conventional liner, the parties of the liner, assembly
procedures, and testing procedure as running a conventional liner.
In the third chapter can be seen which an expandable liner is, testing
performed in Houston, history pops in the world and Ecuador, assembly and run
procedure an expandable liner.
The fourth chapter details the comparative analysis between conventional liners run and
run expandable liners, and the results of the runs and the tools used to assemble them.
Finally, the fifth chapter corresponds to the most important part of the thesis where the
conclusions are based on the work developed, and many of the recommendations were
suggested in function of the conclusions reached.
CAPÍTULO I
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
La tecnología para perforación y cementación de pozos profundos ha dado grandes
pasos desde 1965. Las condiciones operacionales que se consideraban antes como
imposibles o difíciles ahora se tratan como cosa común y corriente. Hay muchos pozos
de mayor profundidad que 15000 pies y aquellos con temperaturas de fondo de pozo de
más de 230 °F deben siempre ser considerados críticos. Pocos de estos pozos se
completan de manera rutinaria. Una parte prácticamente importante de cualquier
intervención de pozo profundo tiene que ver con el desplazamiento y cementación
dentro del pozo de revestidores convenientes para perforación, producción y de alcance
corto, puesto que el éxito de toda la operación depende de la capacidad de estas sartas
“cortas” de revestimiento.
Se entiende por revestidor toda sarta de revestimiento con su parte superior debajo de la
superficie del pozo. Esto incluye tanto sartas cementadas como de criba o perforadas.
La mayoría de los pozos profundos comienzan con un conductor de 20 a 30 pulgadas o
cañería de revestimiento superficial y de terminan con revestidores de 5, 5 ½ ó 7
pulgadas. En algunos huecos profundos, es necesario bajar dos revestidores (intermedio
y de producción) para alcanzar el objetivo de perforación final. Se emplean sartas tie-
back (de enlace) con la superficie para estabilizar y reforzar el revestidor intermedio,
que puede haberse debilitado debido a la perforación.
2
En el presente trabajo se plantean los problemas o inconvenientes que se pueden generar
al no instalar liners convencionales o expandibles, así como las ventajas y beneficios de
usarlos en los diferentes campos petroleros del Ecuador.
1.1 Problema
Encontramos altos costos en la tubería, así como peso excesivo en el cabezal de
producción; también formaciones inconsolidadas o plásticas, problemas al no poder
realizar la cementación de una manera convencional, a la vez que también tenemos
daños en revestimientos intermedios y encontramos tuberías de producción de
diámetros restringidos.
1.1.1 Planteamiento del problema
En muchos pozos petroleros se acostumbraba o acostumbra a utilizar tubería en exceso,
Obteniendo como resultados altos costos de tubería, exceso de peso en el cabezal,
problemas de cementación, entre otros, pero la solución a esto es la utilización de
liners, ya sea convencionales o expandibles obteniendo ciertas ventajas que son para
beneficio de la empresa operadora.
1.1.2 Sistematización del problema
Altos costos en la tubería
Peso excesivo en el cabezal de producción
Formaciones inconsolidadas o plásticas
Problemas al no poder realizar la cementación de una manera convencional
Daños en revestimientos intermedios
Tuberías de producción de diámetros restringidos.
3
1.1.3 Causas
Los altos costos de tubería se producen ya que las empresas petroleras usan
casing o tubería de producción en exceso, usan casing 7” por 11500 pies,
teniendo como alternativa usar liners a tan solo 2500 pies, logrando un ahorro de
tubería.
El no uso de liners convencionales o ya sea expandibles, se debe al
desconocimiento de nueva tecnología.
Tenemos la imposibilidad de llegar a punto de casing, debido a pegas.
El excesivo uso de casing.
Encontramos como problema, los diámetros de casing de producción.
1.2 Objetivos
1.2.1 General
Determinar mediante el análisis comparativo entre corrida de liners
convencionales y corrida de liners expandibles las ventajas y desventajas de
correr un colgador u otro.
1.2.2 Específicos
Determinar las ventajas entre la corrida de liners convencionales y la corrida de
liners expandibles.
Analizar los resultados obtenidos en varios pozos petroleros, en los que se corrió
liners expandibles vs liners convencionales.
4
Demostrar las facilidades de operación, al usar liners convencionales o liners
expandibles.
1.3 Justificación
La industria petrolera se encuentra en todo momento a la par con la tecnología,
pero en muchos países y lugares, donde no se conoce la nueva tecnología o se
dejan llevar por los métodos tradicionales, se desconoce de las ventajas y
beneficios de estas tecnologías, este es el caso de no usar liners convencionales o
liners expandibles, obteniendo ventajas como reducción de costos en tubería en
la tubería de producción, aislando zonas de pérdida, o intervalos de baja o altas
presiones, controlando formaciones inconsolidadas o plásticas, mejorando la
hidráulica durante la perforación, ya que puede ser utilizada tubería de mayor
diámetro en la parte del pozo; además usando cuando no es posible hacer la
cementación de manera convencional, reduciendo el peso soportado en el
cabezal de producción, a la vez evita el dejar lodo en el anular detrás del
revestidor, lo cual es un potencial peligro de colapso, repara daños en
revestimientos intermedios y permite cementar revestidores con pequeña
tolerancia donde herramientas de doble etapas no pueden hacerlo, además da la
opción y la flexibilidad de utilizar mayores diámetros en la tubería de
producción.
5
1.4 Hipótesis
1.4.1 Hipótesis general
Del resultado del análisis comparativo entre correr liners convencionales y
correr liners expandibles podremos conocer las ventajas de cada uno de ellos,
por consiguiente, se podrá conocer cuál es la mejor aplicación para similares
tipos de pozos, con los respectivos resultados, condiciones técnicas,
optimización de corridas de liners y cementación.
1.4.2 Hipótesis específicas
El análisis de los trabajos realizados con los liners convencionales vs. Los
trabajos realizados con los liners expandibles nos va a dar una idea de los
beneficios y ventajas de un sistema en contra al otro.
Con la tabla comparativa entre correr liners convencionales y correr liners
expandibles podremos comprobar o verificar los beneficios de uno u otro
método.
1.5 Variables
1.5.1 Variable dependiente
La correcta selección de una adecuada corrida de liners.
Las ventajas y beneficios de una u otra corrida de liners.
Los costos de una u otra corrida de liners.
6
1.5.2 Variable independiente
Corrida de liners convencionales.
Corrida de liners expandibles.
CAPÍTULO II
7
CAPÍTULO II
2. LINER CONVENCIONAL
Un liner está definido como sarta de revestimiento o tubería con su tope por debajo de la
superficie del pozo. Un Liner puede ser posicionado en el fondo sin el uso de un
Colgador. En la mayoría de los casos, un Liner es suspendido en un revestimiento
anterior por medio de un Colgador.
2.1 Por qué correr un liner?
Reduce costos en tubería.
Aisla zonas de pérdida, o intervalos de baja o altas presiones.
Controla formaciones inconsolidadas o plásticas.
Mejora la hidráulica durante la perforación, ya que puede ser utilizada tubería de
mayor diámetro en la parte del pozo.
Usado cuando no es posible hacer la cementación de manera convencional.
Reduce el peso soportado en el cabezal de producción.
Evita el dejar lodo en el anular detrás del revestidor, lo cual es un potencial
peligro de colapso.
Reparar daños en revestimientos intermedios.
Permite cementar revestidores con pequeña tolerancia donde herramientas de
doble etapas no pueden hacerlo.
Da la opción y la flexibilidad de utilizar mayores diámetros en la tubería de
producción.
8
2.1.1 Información necesaria para correr un Liner
Diámetros, Peso, Grado de Acero y Profundidad del casing.
Diámetros, Peso, Grado de Acero, Tipo de rosca y Profundidades del Liner.
Temperatura del pozo a la profundidad del Liner.
Tipo de Lodo.
Tipo de Completación
Tamaño, Condición y Desviación del pozo
2.2 Tipos de Liners
Liner intermedio o de perforación.
Liner de producción.
Liner (ext. corta) Stub.
Liner (ext. larga) Tied-Back.
Scab Liner
2.2.1 Liner Intermedio o de Perforación
Permite profundizar más las operaciones de perforación aislando zonas de pérdidas o de
altas presiones y zonas de derrumbes o formaciones plásticas. En lugar de un revestidor
completo a lo largo, el liner de perforación mejora la hidráulica de perforación debida a
que el corte transversal es mejor sobre el tope del liner permitiendo el uso de tubería de
perforación de mejor diámetro reduciendo la caída de presión en el anular.
9
FIGURA No 2.1 Liner intermedio o de perforación
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
2.2.2 Liner de Producción
Son los utilizados para cubrir las zonas de interés o de producción.
10
FIGURA No 2.2 Liner de Producción
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
2.2.3 Liner (ext. Corta) Stub
Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en el casing sobre un Liner
existente, y para proveer protección adicional en contra de la corrosión y/o presión. Se
extiende desde el tope del Liner a un punto intermedio del Casing. Generalmente de 100
a 500 pies.
11
FIGURA No 2.3 Liner (ext. Corta) Stub
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
2.2.4 Liner (ext. larga) Tie-Back
Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en el casing sobre un Liner
existente, y para proveer protección adicional en contra de la corrosión y/o presión. Se
extiende desde el tope del Liner hasta la Superficie. Puede también ser utilizado en
cementaciones de dos etapas en caso de ser requerido. Incrementando la resistencia al
Colapso del Casing existente.
12
FIGURA No 2.4 Liner (ext. larga) Tied-Back.
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
2.2.5 Scab Liner
Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en el Casing o Liner. Se
extiende desde cualquier punto por debajo de la zona dañada del Revestidor hasta otro
punto por encima de la zona a reparar. Puede ser cementado o asilado con obturadores.
13
FIGURA No 2.5 Scab Liner
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
2.3 Selección de las partes del liner
Collar de asentamiento (Setting Collar)
Empaques de liners (Packer)
Colgadores
Mecánicos:
Convencionales
De rotación
14
Hidráulicos:
Convencionales
De rotación
Collar de acople (Landing Collar)
Collar flotador (Float Collar)
Zapatos
Tapones
Obturadores
Herramientas de asentamiento
2.3.1 Collar de Asentamiento (Setting Collar)
Un Collar de Asentamiento tiene la rosca en la cual se conecta la herramienta para
soportar al Liner.
La mayoría de estos collares permiten realizar extensiones, sentar empaques dentro del
Liner y reparar/remplazar liner o revestimientos.
Un Collar de Asentamiento con Receptáculo es recomendado para aplicaciones de liner
donde se requiere mantener presiones, rotar y/o un sello positivo entre la herramienta y el
liner.
15
Contamos con los siguientes tipos de collares de asentamiento:
Collar tipo L.
Collar con receptáculo tipo LG.
Collar con receptáculo tipo LG y perfil RPOB.
Collar con receptáculo tipo LG, ranura RP & perfil RPOB.
Collar con receptáculo tipo LG, ranura RP-RRP & perfil RPOB.
Collar con receptáculo tipo LG, engranaje C & perfil RPOB.
FIGURA No 2.6 Collar tipo L
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
16
FIGURA No 2.7 Collar con receptáculo tipo LG
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
FIGURA No 2.8 Collar con receptáculo tipo LG y perfil RPOB
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
17
FIGURA No 2.9 Collar con receptáculo tipo LG, ranura RP & perfil RPOB
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
FIGURA No 2.10 Collar con receptáculo tipo LG, ranura RP-RRP & perfil RPOB
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
18
FIGURA No 2.11 Collar con receptáculo tipo LG, engranaje C & perfil RPOB
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
2.3.2 Empaques de Liner (Packer)
Un empaque de liner reemplaza al collar de asentamiento y es conectado a la parte
superior del colgador para dar sello en el anular del liner y el revestimiento anterior.
Un empaque para liner tiene los siguientes usos:
Proporciona un sello secundario en el tope del liner.
Permite que el exceso de cemento por encima del colgador sea reversado sin que
las presiones de circulación afecten la formación.
No permite la migración de gas desde la formación.
Usado con liner ranurados no cementados.
Para localizar el fondo del pozo y sellar el tope del liner.
19
Los empaques para Liner deben ser usados con algún tipo ensamblaje.
Empaque tipo L.
Empaque tipo S con ranura C y perfil RPOB.
Empaque tipo HLP con cuñas de tensión.
Empaque tipo LX
Empaque tipo HLX
FIGURA No 2.12 Empaque tipo L
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
20
FIGURA No 2.13 Empaque tipo S con ranura C y perfil RPOB
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
FIGURA No 2.14 Empaque tipo HLP con cuñas de tensión
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
21
FIGURA No 2.15 Empaque tipo LX
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
FIGURA No 2.16 Empaque tipo HLX
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
22
2.3.3 Colgadores de Liners
Un colgador de Liner es una herramienta con cuñas dentadas que se deslizan al frente de
los conos para lograr agarre con la pared del revestimiento, lo cual permite suspender al
Liner. La mayoría de los colgadores de Liner son activados mecánica o hidráulicamente.
2.3.3.1 Colgadores mecánicos
Un colgador Mecánico es activado por el movimiento de la tubería de asentamiento o de
trabajo; esta es rotada para desenjotar la „J‟ de la ranura, aplicándose peso entonces, para
activar las cuñas.
Como una opción, una junta giratoria puede ser corrida por debajo del colgador para
permitir rotar la sarta de trabajo sin mover al liner.
El colgador mecánico no tiene elastómeros o pistón hidráulico los cuales podrían causar
fugas o reducciones en la Integridad de Presión.
Ventajas de usar Colgadores Mecánicos:
Ideal para correr en pozos con excesivos pesos de lodo.
Máximas áreas de flujo.
Presión Integral.
Pozos rectos o con ángulos máximos de 45º.
2.3.3.1.1 Colgadores mecánicos disponibles
Existen los siguientes colgadores mecánicos disponibles:
23
Colgador J
Colgador EJP
Colgador EJ-IB
Colgador EJ-IB-TC
FIGURA No 2.17 Colgador „J‟
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
FIGURA No 2.18 Colgador „EJP‟
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
24
FIGURA No 2.19 Colgador EJ-IB
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
FIGURA No 2.20 Colgador EJ-IB-TC
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
25
2.3.3.1.2 Colgadores hidráulicos
El colgador hidráulico es el que se asienta con aplicación de presión esta a su vez ejerce
una fuerza en un pistón que sobrepasa la fuerza ejercida por el resorte o pines de corte,
permitiendo que las cuñas se muevan a su posición de asentamiento. La mayoría de los
colgadores hidráulicos están diseñados con un resorte localizado en su parte exterior
debajo del sistema de cuñas que permite que las cuñas se retracten a su posición de
corrida con un movimiento hacia arriba tomando en cuenta que el sistema debe estar
descompresionado.
Ventajas en el uso de Colgadores Hidráulicos:
Puede ser utilizado en pozos desviado ya que no requiere de ninguna maniobra en
superficie
No contienen ningún mecanismo ni flejes de fricción que puedan dañarse durante
su corrida.
Puede ser asentado aun en caso de estar pegado el liner.
Recomendado cuando se va a correr a través de otro liner
Recomendado cuando va a ser utilizado en plataformas flotadoras, debido al
movimiento que ocasiona la marea
Puede ser desasentado y asentado por varias veces
2.3.3.1.3 Colgadores hidráulicos
Existen los siguientes colgadores hidráulicos disponibles:
IB-R Hydro Hanger
IB-TC R RRP Hydro Hanger
26
IB- TC- DD Hydro Hanger
FIGURA No 2.21 Colgadores IB-R Hydro Hanger
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
FIGURA No 2.22 Colgadores IB-TC R RRP Hydro Hanger
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
27
FIGURA No 2.23 Colgadores IB - TC - DD Hydro Hanger
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
2.3.4 Collar de Asentamiento
El collar está diseñado para recibir el tapón de desplazamiento del liner conjuntamente
con el tapón de la sarta de trabajo. Contiene un dispositivo o candado y un receptáculo
que una vez recibido los tapones forma un sello positivo y el candado o rachet mantiene
al tapón en posición.
Básicamente existen dos tipos de collares:
Collar de Asentamiento tipo “L”
Collar de Asentamiento tipo “HS-SR”
28
FIGURA No 2.24 Collar de asentamiento tipo “L”
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
FIGURA No 2.25 Collar de asentamiento tipo “HS-SR”
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
2.3.5 Collar flotador (Float Collar)
El collar de flotación es una válvula adicional de contra flujo o contra presión que
asegura el que el cemento no retorne hacia liner después del desplazamiento
generalmente es colocado una o dos junta por arriba de la zapata de flotación.
Básicamente existen dos tipos de collares de flotación:
Collar de flotación tipo “L”
Collar de flotación tipo “CL”
29
FIGURA No 2.26 Collar flotador tipo “L”
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
FIGURA No 2.27 Collar flotador tipo “CL”
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
2.3.6 Zapata flotadora
El zapato flotador es colocado en la parte inferior de la primera junta o tubo de un liner
consiste de unos orificios de impacto que facilitan el lavado hacia abajo durante su
corrida y de algunas partes interiores fáciles de perforar aun mas manteniendo sus
propiedades resistentes a la abrasividad, corrosividad y temperatura de los fluidos. Su
30
función principal es la de evitar que el cemento retorne dentro del liner por diferencial de
presión.
Contamos con los siguientes tipos de zapatas:
Zapata flotadora tipo LS-2
Zapata doble válvula flotadora tipo 226 con orificios laterales
FIGURA No 2.28 Zapata Flotadora tipo LS-2
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
FIGURA No 2.29 Zapata doble válvula flotadora tipo 226 con orificios laterales
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
31
2.3.7 Tapones de Limpieza
Existen los siguientes tapones de limpieza:
Tapón del liner tipo PDC.
Tapón del Drill Pipe.
Tapón del liner (LWP & PDP) „LR‟.
Tapón del liner en Tandem.
FIGURA No 2.30 Tapón de liner tipo PDC
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
FIGURA No 2.31 Tapón del Drill Pipe
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C
32
FIGURA No 2.32 Tapón del liner (LWP & PDP) „LR‟
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C
FIGURA No 2.32 Tapón del liner en Tandem
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
33
2.3.8 Obturadores
Son los que proveen un sello positivo entre la herramienta soltadora y el liner
permitiendo que el flujo circule en una sola dirección.
Tenemos los siguientes tipos de obturadores:
Ensamble de una unidad de sello
Obturador perforable (DPOB)
Obturador recuperable (RPOB)
FIGURA No 2.33 Ensamble de unidad de sello
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
FIGURA No 2.34 Obturador perforable (DPOB)
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
34
FIGURA No 2.35 Obturador recuperable (RPOB)
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
2.3.9 Herramientas de Asentamiento
Las herramientas soltadoras o de asentamiento son las utilizadas para transportar,
maniobrar en caso de ser necesario, sentar y soltar el liner y/o empaques conjuntamente.
Básicamente consiste en dos formas de desconexión mecánica e hidráulicamente.
Entre los diferentes tipos de herramientas tenemos:
Herramienta tipo LN
Herramienta tipo SJ
Herramienta tipo SJ-T
Herramienta tipo RP-RRP
Herramienta tipo H-1PL
35
FIGURA No 2.36 Herramienta tipo LN
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
FIGURA No 2.36 Herramienta tipo SJ
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
36
FIGURA No 2.37 Herramienta tipo SJ-T
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
FIGURA No 2.38 Herramienta tipo RP-RRP
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
37
FIGURA No 2.39 Herramienta tipo H-1PL
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
2.4 Corrida de un liner convencional
Para correr un liner convencional, se debe seguir normas y procedimientos que son
implantados en TIW Houston; si existiera algún cambio en dicha corrida se lo debe
reportar inmediatamente al Jefe de operaciones.
2.4.1 Procedimiento de Ensamblaje de un Liner Convencional
Para realizar el ensamblaje de un liner convencional, se debe seguir todos los pasos y
procedimientos establecidos en la planta de TIW Houston, sin omitir o cambiar alguna,
si fuera extremadamente necesario; se debe avisar a las oficinas de Quito, para luego
informar a Houston.
38
2.4.1.1 Datos del pozo
Orden de trabajo
Atención: José López
Fecha:
Operadora: Petroproducción
Rig: CPEB 50112
Well: Drago Norte 15 D
Solicitado por:
Fecha máxima de envío:
LINER CASING
OD: 7” 9-5/8”
PESO: 26# 47#
CONNECCION: BTC BTC
GRADO: C-95 N-80
DRIFT: 6.151” 8.525”
2.4.1.2 Equipo de Liner Hanger
Utilizamos los siguientes equipos, que son importados desde Houston Texas, necesitan
ser calibrados y se debe realizar pruebas de presión, por seguridad y calidad.
39
2.4.1.2.1 Equipos
Item QTY Descripción:
1 1 C-6 SETTING COLLAR W/RPOB
2 1 IB HYDRO HANGER
3 1 PDC HS-SR LANDING COLLAR
4 1 FLOAT COLLAR
5 1 TIW 226-DV SHOE
6 1 PDC LINER WIPER PLUG f/7” LINER
7 1 PDC PUMP DOWN PLUG f/5” DP
2.4.1.2.2 Setting Tools
Item QTY Descripción:
1 1 HANDLING NIPPLE
2 1 SJ SETTING TOOL (2 SHEAR PINS)
3 1 SLICK JOINT
4 1 RPOB
5 1 TOP DRIVE MANIFOLD
2.4.1.3 Calibraciones (Diagramas)
Las calibraciones se las debe realizar siempre antes de ensamblar los equipos, ya que
esto garantiza que el diámetro de las roscas y las longitudes de todos los equipos sean
los especificados y solicitados por la empresa operadora.
2.4.1.3.1 Calibraciones de Equipos
Se han calibrado los siguientes equipos, siguiendo las normas y procedimientos
establecidos.
40
FIGURA No 2.40 Inspección de Equipo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
41
FIGURA No 2.41 Inspección de Equipo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
42
FIGURA No 2.42 Inspección de Equipo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
43
FIGURA No 2.43 Inspección de Equipo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
44
FIGURA No 2.44 Inspección de Equipo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
45
FIGURA No 2.45 Inspección de Equipo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
46
FIGURA No 2.46 Inspección de Equipo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
47
2.4.1.3.2 Calibraciones de Herramientas
Se han calibrado las siguientes herramientas, siguiendo las normas y procedimientos
establecidos.
FIGURA No 2.47 Inspección de herramientas
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
48
2.4.1.4 Checklist para ensamblaje del SETTING COLLAR CON COLGADOR
El Checklist para el ensamblaje, se lo realiza antes de ensamblar el SETTING
COLLAR CON COLGADOR, para comprobar que se encuentre en perfecto estado y no
produzca fallas o problemas al momento de la corrida.
2.4.1.4.1 Herramienta soltadora tipo “SJ SETTING TOOL” & “RPOB”
Orden de trabajo N°
Operadora: Petroproducción
Campo: Drago
Pozo: Drago Norte 15 D
Liner:
OD: 7000”
PESO: 26#
ROSCA: BTC
GRADO: P-110
ID: 6.276‟‟
DRIFT: 6.151‟‟
Casing:
OD: 9.625‟‟
PESO: C.95
GRADO:
ID: 8.681
DRIFT: 8.525”
49
1. Distinguir y elegir equipos y herramientas para utilizar de acuerdo al programa,
verificar número de serie indicados en la siguiente tabla:
TABLA No 2.1 Equipos y herramientas a utilizarse
DESCRIPCIÓN N- SERIE
C SETT. COLL 09H02574
HYD HGR 09H02579
SJ SETT. TOOL 00B01262
RPOB 89L88270
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
2. Llenar formatos TIW de verificación de equipos y herramientas (incluye
información de OD, ID, y longitudes)
3. Colocar el C Setting Collar en la prensa agarrando de la parte inferior y retirar la
camisa.
4. Instalar el RPOB en el perfil de alojamiento del Setting Collar, verificar que los
perros del RPOB se asienten totalmente en dicho perfil
5. Colocar la camisa del C Setting Collar sobre el Handling Nipple del Setting Tool
ensamblado.
6. Chequear que los pines de rompimiento de la herramienta SJ estén colocados en
la posición correcta, cantidad 2 diámetro 5/8
7. Insertar Polished Niple en el RPOB instalado en la Camisa inferior del C Setting
Collar y desplazar hasta el tope.
50
8. Insertar la rosca liberadora del Setting Tool tipo SJ girando hacia la izquierda (9
vueltas para 5‟‟) (13 vueltas para 7‟‟) (14 vueltas para 7-5/8‟‟) (25 vueltas para
9-5/8‟‟ – 9-7/8‟‟). Posicionar en el perfil C del SJ con el perfil C del Setting
Collar).
9. Inspeccionar el o‟ring del Setting Collar y acoplar la camisa con el C Setting
Collar.
10. Instalar colgador de Liner en la sección inferior del C Setting Collar. Ajustar de
acuerdo a torque recomendado para el tipo de conexión utilizada.
11. Enroscar el Couppling con el Polished Nipple. Asegurase que vaya bien
apretado.
12. Tomar las medidas de recorrido del RPOB sobre el Polished Nipple 1510‟y del
Handling Nipple 1185‟
13. Colocar protectores de roscas, pintar el conjunto y proteger Sistema del
Colgador de Liner, strainer, extremos superior e inferior de la herramienta.
14. Rotular en la herramienta: Cliente y pozo
2.4.1.5 Check List para mantenimiento de SETTING TOOL SJ, POLISH NIPPLE,
HANDLING NIPPLE.
1. Lavado integral del setting tool llegado y cepillado de la herramienta.
2. Se coloca la parte superior del SJ setting tool en la llave de cadena de torque
asegurándola fuertemente. También se coloca los burros a los dos extremos de la
herramienta.
3. Se procede a desarmar componente por componente el setting tool, separando
las siguientes partes, manteniendo este orden y retirando todos los prisioneros
51
siempre y cuando haya cumplido 5 operaciones consecutivas (ver tabla de
trazabilidad)
TABLA No 2.2 Componentes del Setting Tool
PARTE NUMERO DE SERIE
Polish nipple 04D02492
SJ setting tool 00B01262
Handling Nipple 97A00829
Tool Joint 07A00357
Strainer 01IE00002
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
4. Se realiza la inspección de la integridad de los componentes desarmados así
como el estado de las roscas utilizando los servicios de una compañía externa,
siempre y cuando la herramienta este desarmada.
5. Se cambia los o‟ring de las roscas ACME de ser necesario y se procede al
ensamble de los componentes. Se debe utilizar grasa en las roscas.
6. Verificar que estén colocados todos los prisioneros:
2 en Tool Joint
3en SJ Setting Tool
7. Se realiza la prueba de presión al setting tool ensamblado en el área de pruebas.
Se tapa el extremo del setting tool con un tapón y por el otro se aplica presión
hasta llegar a los 3500 psi. En este punto suspendemos la inyección de presión y
52
se mantiene durante 10 minutos para posteriormente eliminar la presión y sacar
los tapones. Esta prueba de presión debe estar registrada en una carta de 0 –
5000 psi. La cuál deberá tener los siguientes datos: Fecha, pozo, cliente y
presión 0 – 5000 psi.
8. Una vez que pasa la prueba de presión se procede a pintar y se engrasa el polish
nipple. Posterior a esto se almacena en el área de bodega.
2.4.1.6 Check List de mantenimiento de TOP DRIVE CEMENTING MANIFOLD.
Número de serie:
PLUG MANIFOLD 06J07595
TOP DRIVE SWIVEL 06J07596
1. Lavar externa e internamente el equipo, realizando una inspección visual de
posibles daños, en las partes del equipo y las roscas
2. Engrasar todas las válvulas y verificar que accionen con facilidad. De ser
necesario se debe reparar las válvulas.
3. Engrasar Top Drive Swivel y verificar que rote libremente.
4. Cuando el mantenimiento es total es decir se ha usado 5 veces consecutivas es
necesario desarmar el Top Drive Swivel, y el plug manifold (ball dropping, plug
indicador) para verificar el mecanismo interno. Cambiar en caso de ser
necesario: N/A
Packings N/A
O´rings N/A
Rodamiento N/A
53
5. Realizar prueba de presión, asegurarse que el área este acordonada con cinta de
seguridad. Notificar a todo el personal que trabaje en áreas contiguas de las
pruebas que se van a realizar mismas. Presurizar hasta 5000 psi durante 10
minutos, si el equipo no pasa la prueba, desfogar la presión, localizar dicha fuga
y reparar, si la prueba es positiva, desfogar la presión a cero psi. (ver ATS
prueba de presión) esta prueba queda registrada en cartas de presión.
6. Colocar protectores de rosca, pintar y rotular el manifold de cementación.
7. Colocar el equipo en su respectivo RACK
2.4.1.7 Check list para mantenimiento de RPOB.
NÚMERO DE SERIE 89L88270
DIMENSIÓN 7000‟‟
1. Seleccionar RPOB, verificar N° de serie, desarmar sin olvidar retirar los pines
de seguridad y realizar limpieza
2. Seleccionar sellos nuevos internos y externos y acoplarlos al RPOB con su
respectiva lubricación, asegúrese que el separador de bronce este colocado.
3. Pasar el machuelo adecuado en todos los orificios roscados
4. Revisar que los rotatting dogs no estén doblados
5. Chequear que los perros se desplacen libremente
6. Acoplar los elementos que forman parte del RPOB y colocar pines de seguridad
(prisioneros)
54
2.4.1.8 Certificación de herramientas
Se las realiza a todas las herramientas, antes de ser ensambladas, para garantizar el
perfecto estado de las roscas, es decir que no existan fisuras y que los diámetro internos
como externos sean los especificados por las normas API, así como las longitudes sean
las correctas. Siempre se realiza esta inspección con empresas certificadas como:
SINDES
INSEPECA
South American Pipe, entre otras.
55
FIGURA No 2.48 Inspección de herramientas
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
56
FIGURA No 2.49 Inspección de herramientas
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
57
2.4.1.9 Prueba Hidrostática
Está prueba hidrostática se la realiza a una presión de 5000psi y por un tiempo de 10
minutos, para comprobar que no exista fisuras o rupturas.
FIGURA No 2.50 Plug Manifold
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
2.4.2 Procedimiento General
El procedimiento general ya se encuentra establecido, hay que seguir paso a paso, sin
omitir o cambiar ningún punto.
58
2.4.2.1 Ensamble del colgador hidráulico con SETTING COLLAR Y RPOB
El ensamble del colgador hidráulico, se lo realiza siguiendo los siguientes pasos:
2.4.2.1.1 Operación:
1. El ensamblaje de colgador hidráulico tipo TIW IB-R consiste de un Setting
Collar tipo C con perfil RPOB, estos equipos deberán ser inspeccionados,
medidos y Pre-ensamblados con un SJ Setting Tool, unidad de sellos
recuperable (RPOB) y extensión pulida.
2. Conectar la Zapata TIW por debajo de la primera junta del liner
3. Conectar el Float Collar por debajo de la segunda junta del liner.
4. El TIW PDC HS SR Landing Collar será conectado por debajo de la tercera
junta de liner (Usando hasta aquí suelda fría).
5. Mientras conecta y baja el liner, asegúrese de que el mismo se llene
adecuadamente desde la superficie cada junta.
NOTA: El uso de centralizadores ha sido comprobado de ser muy beneficioso
para el trabajo de cementación, ellos deben ser compatibles con el ensamblaje del
liner y serán posicionados de acuerdo al programa de la compañía de
cementación.
6. Continué bajando, controlando la velocidad, no exceder de 15 juntas por hora.
7. Después que la última junta del Liner ha sido conectada, instale el ensamblaje de
Colgador de Liner Hidráulico tipo TIW IB TC-R.
8. Mientras conecta el ensamblaje de Colgador hidráulico tipo TIW IB-R es
necesario instalar el PDC Liner Wiper Plug por debajo de la extensión pulida
antes de hacer la conexión. Tenga cuidado al conectar el PDC Liner Wiper Plug,
59
porque la porción de metal del tapón esta hecho de un material relativamente
frágil (aluminio).
9. Coloque lodo limpio viscoso dentro del receptáculo de tie-back del colgador.
(aprox. 8 gal.)
10. Verifique que el liner esté lleno, circule un volumen de Liner (max. 800 psi)
11. Conecte la tubería de trabajo en el tope del Setting Tool.
12. Mientras baja el liner, debe asegurarse de conejear cada parada de Drill Pipe
(min. 2.500 “ID”).
13. Instale la goma limpiadora de la tubería de DP para prevenir que cualquier
objeto foráneo caiga dentro del hoyo mientras se corre el liner.
14. Continué bajando controlando la velocidad, no exceda de 15 paradas por hora.
15. Llene la tubería desde la superficie cada 1,000 pies. Cheque periódicamente el
retorno y asegúrese que sea el correcto.
16. Antes de que la Zapata llegue al hueco abierto, inserte el PDC Pump Down Plug
y la bola de asentamiento en el Manifold de Cementación y conecte el mismo
con un tubo de Drill Pipe, colóquelo en un lugar accesible para usarlo una vez
que el liner llegue a la profundidad deseada.
Nota: El ensamble de Manifold de Cementación es compatible para utilizar con
TOP DRIVE, conexión 4-1/2” IF BOX x PIN
17. Continué bajando en el hueco hasta llegar a la Zapata de 9-5/8”; verificar que el
Liner está lleno de fluido, circular un volumen de Liner y DP (max. 800 psi) y
registrar:
18. Continué bajando en el hueco abierto hasta que la Zapata este aproximadamente
30 pies de la profundidad deseada.
60
Nota: es recomendable romper circulación y circular cada 5 paradas durante
bajada en hueco abierto, es decir, conectar top-drive, romper circulación y bajar
circulando toda la parada, no debe quedarse quieta la tubería mientras viaja en
hueco abierto.
19. Conecte el tubo con el Top Drive Manifold anteriormente instalado.
20. Establezca circulación lentamente.
21. Baje el liner con circulación hasta la profundidad deseada.
22. Una vez que establezca circulación, lentamente incremente la rata a 4-5 bpm.
23. Después que el hoyo ha sido acondicionado, el colgador del liner tipo TIW IB-
puede ser asentado.
(a) Coloque el liner a la profundidad deseada (+/- 3.0 ft del fondo), suelte la bola
de bronce, déjela gravitar o desplácela lentamente (1.5 bpm) hasta que asiente en
el PDC HS SR Landing Collar.
Nota: Se debe tener en cuenta que las cuñas del Colgador no coincidan en un
collar de la tubería de 9-5/8”.
(b) Incremente lentamente la presión (+/- 1,800 psi) en la tubería hasta que los
pines del Colgador rompan (+/- 1500 psi).
(c) Mantenga la presión constante mientras baja la tubería hasta que el peso del
liner mas 30,000 lbs. Descansen sobre el colgador.
(d) Incremente la presión de bomba hasta +/- 3,000 psi para romper el asiento de
bola (anillo de bronce) en el PDC HS SR Landing Collar.
Si el Colgador de Liner no se asienta, repetir el paso (b) y (c) incrementando
la presión en intervalos de 200 psi. Hasta conseguir el asentamiento del
Colgador.
61
24. Instrucciones para soltar el SJ Setting Tool.
(a) Desahogue presión.
(b) Aplique +/- 30,000 lbs sobre la tubería y el SJ Setting Tool para asegurar el
cizallamiento de los pines de corte instalados en la herramienta.
(c) Aplicados +/- 10,000 lbs de peso en la tubería y sobre el SJ Setting Tool,
rotar la tubería aproximadamente 25 vueltas a la derecha libres de torque.
(d) Levante la tubería de 3 a 5 pies notando la pérdida de peso del liner.
lbs.
25. Restablezca circulación hasta la rata requerida para la operación de cementación y
desplazamiento del liner.
26. Realizar trabajo de Cementación de acuerdo programa.
27. Para soltar el PDC Pump Down Plug, cierre la válvula del Manifold y abrir la
válvula de bola que retiene al tapón. Comience el desplazamiento; después de
haber bombeado 10 bls. Abrir la válvula del Manifold para limpiar cualquier
cemento dejado en la misma.
28. Desplace el volumen de la tubería de DP; 10 bls antes de que el PDC Pump
Down Plug llegue al PDC Liner Wiper Plug baje lentamente la rata de bombeo a
1.5- 2.0 bpm hasta notar un incremento de +/- 1,000 psi en la presión de bombeo.
29. Aproximadamente 4-5 barriles antes del total de desplazamiento del liner, baje la
rata de bombeo a +/- 1.5 bpm. Continué el desplazamiento hasta que el PDC Liner
Wiper Plug acople en el Landing Collar. Esto será indicado por un incremento
rápido de presión.
30. Presurice contra el PDC Liner Wiper Plug, y pruebe con aproximadamente 500
psi por encima de la presión de circulación por 3-5 min.
62
31. Desahogue presión y chequear el contra flujo.
32. El Setting Tool con RPOB debe ser removido levantando _______ pies y debe
circular en directa o en reversa todo el exceso. Se debe circular mínimo 2
volúmenes del pozo.
CAPÍTULO III
63
CAPÍTULO III
3. LINER EXPANDIBLE
3.1 Plan de Desarrollo
Desarrollar un sello primario anular utilizando tecnología expandible con tubulares
convencionales, ofreciendo un sello confiable para migraciones de gas.
Proveer un sistema de reparaciones para revestidores. Así como también en pozos nuevos
perforados.
Proveer un perfil de rotación que permita perforar la última sección del hoyo con el
revestidor, eliminando viajes de limpieza.
3.2 Metas de desarrollo
Material Standard OCTG (Oil Country Tubular Goods)
Diseño Compatible con el Revestidor.
Alto Rango de Estallido y Colapso.
Alto Rango de Capacidad Diferencial.
3.3 Propósito del sistema expandible X-PAK
El TIW X-PAK Liner Hanger/Packer Expandible está diseñado para aplicaciones de
liner estándar en el cual la rotación del liner no es requerida. La sección expandida del
colgador generalmente esta en el rango desde 16 hasta 24 pulgadas de longitud. El
64
agarre de las cuñas proveen alta capacidad de carga, además, la combinación de los
elastómeros y el sello metal a metal después de la expansión genera un sello primario de
alta presión en el anular al tope del liner. El Mandrel expansor es manufacturado con
material de alta sedencia, es dejado en la sección expandida y provee un gran soporte en
la misma, así elimina el bajo rango de colapso que es común en otros sistemas de
expandibles, este a su vez suministra un estado mecánico para futuros trabajos de
completación y/o reparaciones de pozos.
3.3.1 Beneficios
Manufacturado con materiales estándares de la OCTG
Ofrece integridad del sistema igual a la del diseño del revestidor.
Alta capacidad de carga y habilidad para soportar liners largos.
Herramienta de asentamiento hidráulico con fácil liberación y contingencia de
liberación mecánica.
FIGURA No 3.1 Partes del sistema expandible X-PAK
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
65
3.4 Propósito del sistema expandible X-PAK / Rotación
El Sistema TIW X-PAK Drill Down incluye todas las características del Sistema X-
PAK Liner Hanger/Packer con la adición de la capacidad de rotación. Si el
requerimiento es para rotación durante la cementación, rimando con el liner hasta el
fondo, o perforando con el casing. La característica de rotación del Sistema de X-PAK
Drill Down provee alta capacidad de torque por lo que se puede utilizar en cualquiera de
estas aplicaciones. Los rangos de estas altas capacidades de torque varían desde 41,344
lbs.ft para tubería de perforación de 3-1/2 in. Hasta 48,475 lbs.ft para tuberías de 4-1/2
in y 5-1/2 in.
3.4.1 Beneficios
Manufacturado con materiales estándares de la OCTG.
Ofrece integridad del sistema igual a la del diseño del revestidor.
Alta capacidad de carga y habilidad para soportar liners largos.
Alta capacidad de torque para rotación y/o operaciones de perforación.
Herramienta de asentamiento hidráulico con fácil liberación y contingencia de
liberación mecánica.
66
FIGURA No 3.2 Partes del sistema expandible X-PAK / Rotación
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
FIGURA No 3.3 Partes del sistema expandible X-PAK II
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
67
FIGURA No 3.4 Proceso de expansión del cuerpo del colgador X-PAK
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
3.5 Casos Históricos
A continuación, observaremos unos casos históricos los cuales fueron corridos con el
sistema X-PAK.
3.5.1 South Texas Land; corrida de X-PAK Drill Down: Liner de 5-1/2 in,17 lpp,
P-110 x 7-5/8 in,33.7 lpp, P-110
Se perforó convencionalmente hasta la profundidad de 13,325 ft con 17.3 ppg.
Longitud total de Liner: 4,068 ft.
Tope de Liner @ 9,134 ft.
Prueba de Rotación durante el acondicionamiento del pozo desde 10-30 RPM @
avg. 1,150 ft.lbs
Cementado y desplazado tapones.
Tope de Cemento 400 ft por encima de la Zapata de 7-5/8 in
68
Colgador asentado con 4,000 psi y se mantuvo por 5 minutos.
Liner Probado con 50,000 lbs de tensión.
Tope del Liner probado con 1,540 psi 20.5 ppg EMW
Liberación de la herramienta tal como se diseño.
3.5.2 South Texas Land; corrida de X-PAK Drill Down: Liner de 5-1/2 in,17 lpp,
P-110 x 7-5/8 in,33.7 lpp, P-110
Se perforó convencionalmente hasta 10,625 ft y asentó liner de 7-5/8 in a 8,612 ft.
Longitud Total del Liner: 3,275 ft, Tipo de Mecha: Baker Hughes EZCase PDC Bit.
Perforado intervalo de 945 ft con liner desde 10,625 hasta 11,570 ft.
Tiempo de perforación: 65 Horas, Avg. ROP: 14.6 ft/hr. WOB: 4-8 klbs. RPM: 40 -
72
Torque Máximo. 5,000 ft.lbs; Presión de superficie: 1,400 psi. @ 3.7 bpm.
Cementado y desplazado tapones.
Colgador asentado con 4,000 psi. y se mantuvo por 5 minutos.
Probado tope del liner con 2000 psi.
Liberación de la herramienta tal como se diseño.
Corrida exitosa.
Prueba negativa.
3.5.3 Casos Históricos en Latinoamérica – Ecuador (2006 – 2008)
Ginta A-22, Bloque 15 de Repsol YPF – Halliburton / Direccional
Iro A 31-H, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Horizontal
69
Iro A 30-H, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Horizontal
Iro A 19, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Direccional
Iro B 19 H, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Direccional
Iro A 32 H, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Direccional
Iro A 21, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Direccional
Tivacuno SW C6H, Bloque 15 de Repsol YPF – Halliburton / Direccional
Tivacuno B3 H, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Direccional
Tivacuno B5 H ST, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Direccional
Tivacuno B4 H, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Direccional
Indillana A-12, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Direccional
3.6 Resumen General de las corridas
Se realizó manera similar en todos los trabajos, la corrida del liner, cementación y
asentamiento de los X-PAK Hanger/Packer efectivamente en cada pozo. Durante la
corrida se controló bajada a 1 min/parada en el casing y llenando cada 8 paradas la
capacidad del Drill Pipe. Entro a hoyo abierto y reduce velocidad a 1.5 min/parada y
continuo con el llenado. Bajo últimas 2 parada circulando, corroboro fondo, dejo
levantado 3 ft y reciproco sarta. Acondiciono hoyo previo a la cementación registrando
un buen perfil de presiones.
Realizó cementación según programa, observó acople de tapones y ruptura a 1,200 -
1,400 psi, desplazó capacidad del liner y observó presión final desde 1,000 psi e
incrementó progresivamente hasta 4,600 psi para culminar asentamiento del colgador.
Desahogo presión y observa retorno de 3-3.5 Bbls. Para liberar setting tool se descargó
70
peso del liner sobre el colgador, subió lentamente 20 ft y observo pérdida de peso del
liner. Realizó circulación en reversa. Recuperó herramienta en superficie, observando
activación efectiva del sistema hidráulico.
3.7 Reporte de la prueba TIW 7-5/8” 39# P-110 x 9-5/8” 53.5# P-110
3.7.1 Objetivo
El objetivo de esta prueba es determinar y verificar las propiedades de fuerza del X-PAK
Liner Hanger expandible 9-5/8” 53.5# P-110 casing.
3.7.2 Equipo de prueba
TIW 7-5/8” 39# P-110 X-Pak Hanger Assembly
7 Stage, 8.125” Hydraulic Setting Tool, 158.32 de 2 pg. área total del pistón
Sección de 9-5/8” 53.5# P-110 Casing
2 9-5/8 nipples, 20‟ pies
Pressure Transducers – 10,000lbs
Autoclave Fittings, Tubing, and Valves
Pressure Gauges
TIW Data Acquisition System
5,000 psi High Volume Pump for Setting
2,000 psi Shear Ring
3.7.3 Procedimiento de prueba
Ensamble del Hydraulic Setting tool
Aplicar presión al Hydraulic setting tool, programar 5000 psi; se usa la bomba
triplex.
71
FOTOGRAFÍA N° 01 Setting tool y línea de presión
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
Ensamble del X-PAK Hanger Tie-Back Expander en el cuerpo del Hydraulic
Setting Tool.
Ubicar y asegurar el casing 9.625” OD, 53.5# P-110 de 20 pies y la extensión de
nipples a 13.625 pg. Para la prueba del pozo.
Ensamble del X-PAK Liner Hanger y el setting tool, para predeterminar la
posición dentro del casing.
FOTOGRAFÍA N° 02 Herramienta introducida para prueba de pozo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
72
Llene la línea de presión con fluido, active todo el aire de la bomba al Hydraulic
Setting Tool.
Aplique 2000 psi al Setting Tool con el shear ring e inicie la expansión,
aplicando una fuerza aproximada de 316.000 lbs. Incremente la presión, para
permitir una expansión y golpe completo, el setting tool debería golpear
aproximadamente a 18,75 pg. Un solo golpe conseguirá desplazar e incrementar
otra vez la presión a 5000 psi, mantenerlo por 5 minutos.
Nota: No exceder la presión de operación de 5000psi
FOTOGRAFÍA N° 03 Shear Ring
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
Cuando el máximo stroke(Golpe) o presión se ha obtenido, se despresuriza la
bomba y el setting tool a 0 psi
Se colapsa la herramienta, para engranar o lograr la auto liberación. Presione el
setting tool afuera del agujero.
73
FOTOGRAFÍA N° 04 Herramienta antes y después de la liberación
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
Desarmar el casing con el X-PAK con un Drift de 8.379 pg OD
La prueba concluye
3.7.4 Resultado de las pruebas:
FOTOGRAFÍA N° 05 X-PAK Expander
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
74
FOTOGRAFÍA N° 06 Cuerpo del Expander
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
FOTOGRAFÍA N° 07 Casing y Nipple
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
La tabla de abajo nos muestra la comparación entre fuerza y tiempo para el punto de la
distancia total de stroke (golpe). Los 5000 psi del alto volumen de la bomba llegan a
4413 psi e inmediatamente se expande, en tan solo 53 segundos. Este resultado en la línea
fuerza, vs tiempo representa los efectos en el cual recorre la cuarta parte del elemento
como se puede ver. Cada una de las caídas de las líneas de tendencia indica una muy
pequeña expansión dentro del casing. Normalmente solo una vez el expansor alcanza el
deslizamiento y se detiene, esto significa una caída de presión.
Nota: Cuando la distancia de stroke incrementa, se debe programar la fuerza requerida
por el Hanger
75
TABLA No 3.1 Fuerza VS. Tiempo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
Dos de las 5 mediciones han tomado 90° apartados sobre el diámetro externo del casing
correspondiente al cuarto de parte del ensamble del X-PAK, dentro del casing. Después
de la prueba, se vuelve a tomar las medidas otra vez, en los mismos puntos, donde se
indica la expansión del X-PAK dentro del casing. Estos resultados se muestran en la
tabla a continuación:
76
TABLA No 3.2 Antes y después de la expansión
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
El promedio de expansión de todas las medidas son 0,24 pulgadas, con un porcentaje de
variación de 0,24%
Nota: Después de introducir el X-PAK dentro del casing, algunas variaciones ocurren
delante del expansor. Cuando el expansor se mueve dentro del ensamble, los colapsos
ocurren cerca de 0,273 pg. El diámetro interno donde el expansor debería desmontarse
después de un stroke total es 6671, pero el expansor no colapsa a 6398 pg.
77
TABLA No 3.3 Variaciones del expansor
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
3.7.4.1 Prueba de presión de rendimiento al 80%
Solo una vez el Hanger es introducido dentro del casing, la prueba de presión va ha ser
realizada al 80% de su totalidad de la tubería de 9-5/8 pg. P-110 por 15 minutos. La
presión será aproximadamente 8700 psi alrededor del agujero superior al final de la
expansión dentro del casing. La prueba de 9-5/8 muestra un pequeño escape, pero la
expansión sigue normalmente.
78
FOTOGRAFÍA N° 08 Prueba de Presión
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
Con la sección cruzada y un área de 58.32 pg2
y 8700 psi debería proporcionar una
fuerza de 508,000 lbs. En el ensamble; un desplazamiento lineal indicará la medida de
la cantidad de comprensión y el movimiento del ensamble que debería ser sometido a la
expansión. Durante la prueba, el ensamble se movió 0,40 pg. A una presión de 8700 psi.
Y muestra una extensión total de 0,23 pg. Después de haber concluido la prueba. Esto es
debido a la combinación de la extensión del casing y del liner Hanger ensamblado bajo
508,000lbs.
79
TABLA No 3.4 Prueba de Presión, vs Tiempo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
3.7.4.2 Prueba de fondo de presión al 80%
La prueba de fondo de presión funciona otra vez con una presión de 8700 psi, para
chequear la expansión en la parte de atrás del ensamblaje. Se debe mantener la presión
por 15 minutos, observando si se realiza fugas en el ensamble aproximadamente ¼ NPT
de la tapa de fugas. Después de 15 minutos, la presión incrementará a 10000 psi por
otros 5 minutos, y observar si existen fugas.
80
TABLA No 3.5 Prueba de Fondo de presión
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
3.7.4.3 Prueba de presión a 10000 psi
Después de retornar por completo la prueba de presión, al ensamble se realiza otra
prueba de presión, con un tope de 10000psi. Esta presión debería expander el Hanger
con una fuerza no mayor a 580,000lbs.
Nota: 10000ft. de 7 5/8 39#; liner con un peso de 390,000lbs, no se observa pérdidas en
la prueba de verificación con las capacidades del Hanger.
81
TABLA No 3.6 Prueba de presión a 10000 psi
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
FOTOGRAFÍA N° 09 Corte del casing y el expansor
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
82
FOTOGRAFÍA N° 10 Cuerpo del X-PAK después de la prueba
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
3.7.5 Conclusiones de las pruebas realizadas
Al comienzo de la expansión, la fuerza requerida para el Hanger fue de
145,729lbs y 920psi e incremento linealmente a 698,672lbs y 4413psi cuando se
expandió completamente. Se demoró 53 segundos y recorrió una distancia de 19,5
pg.
El promedio de expansión del diámetro interior del casing es 0,24 pg. e
incrementó a 0,37 pg. un amplio rango. El Casing de 9-5/8” 53.5# usado durante
la prueba tiene un promedio de diámetro interno de 8.617 pg. De los cuales 0.82
pg. es el diámetro nominal, es el resultado de la menor expansión dentro del
casing. Ahora el X-PAK Liner Hanger de 7-5/8” 39# está disponible para
expander dentro del casing y mantenerlo por sobre las 580,000lbs.
Después en la herramienta, se realiza la prueba de presión aproximadamente 15
minutos y el promedio de la presión obtenida es 8700 psi de los cuales solo es el
80% de la capacidad de presión en el casing de 9-5/8” 53.5# P-110, después del
ensamble podemos observar que no existe fugas.
83
La presión de fondo después de dejarlo por 15 minutos, presenta un promedio de
8700psi y se incrementa a 10000psi por 5 minutos más. Existe fugas solo en las
cabezas de desfogue NPT. El ensamble, no presenta fugas.
El ensamble, fue sujeto a una segunda prueba de presión a 10000psi. Teniendo el
área interna de 58.32 pg2
la fuerza aplicada en el ensamble de la herramienta
durante la prueba fue mayor que 580.000lbs. verificando la capacidad de carga
del X-PAK 7-5/8” x 9-5/8”
3.8 Ventajas sobre el uso del Sistema Expandible X-PAK
Permite aplicar rotación durante la corrida y la cementación. Se puede reciprocar
adicionalmente de ser deseado durante el acondicionamiento del hoyo y la
cementación.
Mayor Capacidad de Carga. Siendo su máximo el equivalente a la fuerza
requerida para la deformación del casing.
Se utiliza un solo equipo (X-PAK Hanger/Packer), lo cual simplifica el diseño y
cantidad de conexiones a utilizar.
Genera un sello primario Metal-Metal y puede ser suministrado en materiales
resistentes a la corrosión y altas temperaturas. (1000 °F) y presiones hasta 15 KSI.
o la equivalente a la capacidad diferencial del revestidor utilizado.
Mejor área de flujo por su concentricidad minimizando riesgos de empaque
anular. Mejorando la hidráulica durante el acondicionamiento y cementación del
revestidor.
Mantiene integridad del sistema. Por ser un tubular idéntico o superior al
revestidor.
84
Reduce costos futuros, porque no se requiere el uso de un Tie-Back Packer para
generar sello en caso de no tener buena cementación.
Garantiza la incapacidad de mover el liner después de asentado, imposibilitando
su flotación y/o recuperación.
Construcción externa uniforme con mínimo de partes móviles. Evitando
problemas durante la bajada al hoyo y con mayor área de flujo en el tope del liner.
3.9 Corrida de un Liner Expandible
Para correr un liner expandible, se debe seguir normas y procedimientos que son
implantados en TIW Houston; si existiera algún cambio en dicha corrida se lo debe
reportar inmediatamente al Jefe de operaciones.
3.9.1 Procedimiento de Ensamblaje de un Liner Expandible
Para realizar el ensamblaje de un liner expandible X-PAK, se debe seguir todos los
pasos y procedimientos establecidos en la planta de TIW Houston, sin omitir o cambiar
alguna, si fuera extremadamente necesario; se debe avisar a las oficinas de Quito, para
luego informar a Houston.
3.9.1.1 Datos del pozo
Orden de trabajo
Atención: José López
Fecha:
Operadora: Andes Petroleum
Rig: hp-117
Well: Marian 34
85
Solicitado por:
Fecha máxima de envío: por confirmar
LINER CASING
OD: 7” 9-5/8”
PESO: 26# 47#
CONEXIÓN: BTC BTC
GRADO: C-95 N-80
DRIFT: 6.151” 8.525
3.9.1.2 Equipo de Liner Hanger
EL equipo del liner Hanger X-PAK se lo trae directamente desde Houston Texas, el cual
debe ser debidamente calibrado , además se le debe realizar pruebas de presión y debe ser
dado el torque correspondiente, siguiendo las tablas respectivas dependiendo el tipo de
rosca.
3.9.1.2.1 Equipos
Item Descripción:
1 TIE-BACK EXPANDER X-PAK LH 7-5/8 39# X 9-5/8” 47# W/7.625
ID RECPT
2 X-PAK LINER HANGER 7-5/8” 39# L-80 NEW VAM PIN X 9-5/8‟‟
47#
3 RP SPLINE SUB XPAK DD LNR SET 7-5/8‟‟ 39# L-80 NEW VAM
SC BOX PIN X 9-5/8‟‟ 43.5-53.5#
86
4 SPC NP, XPAK DD LNR SET 7-5/8‟‟ 39# L-80 NEW VAM SC BOX X
REG PIN X 9-5/8 43.5-53.5#
5 DRILLABLE PO BUSH 7-5/8‟‟ 39# L-80 NEW VAMM SC BOX X 7‟‟
26# BUTTRESS PIN
6 SPC NPL 7‟‟ 26# L-80 BUTTRES BOX X PIN X 48‟‟ LG
7 PDC O-L LANDING COLLAR 7‟‟ 26# L-80 BUTTRESS BOX X PIN
8 TIW 226-DV SHOE 7‟‟ 26# BUTTRES BOX
9 TIW PDC LINER WIPER PLUG 7 17-30# & 7-5/8‟‟ 42-52.8# W/O NL
F/5‟‟ 18# ALUM CORE MOLDED PDP (W/1.813 ID)
10 TIW CTS-II MOLDED PUMP DOWN PLUG F/5‟‟D.P
3.9.1.2.2 Setting Tools
Item Descripción:
1 MULTI PISTÓN SETTING TOOL
2 TOP DRIVE CEMENTING MANIFOLD SWIVEL 4-1/2‟‟ IF BOX X
PIN
3 PLUG MANIFOLD F/TOP DRIVE SWIVEL 4-1/2 IF BOX X PIN
4 BALL DROPPING SUB TOP DRIVE CEMENTING MANIFOLD
F/2.5‟‟ OD BALL
5 TATTLE FLAG SUB 4-1/2‟‟ IF BOX X PIN
Observaciones:
Equipo debe enviarse en canasta para transporte de expandible
87
3.9.1.3 Calibraciones (Diagramas)
Las calibraciones se las debe realizar siempre antes de ensamblar los equipos, ya que
esto garantiza que el diámetro de las roscas y las longitudes de todos los equipos sean
los especificados y solicitados por la empresa operadora.
3.9.1.3.1 Calibraciones de Equipos
Se han calibrado los siguientes equipos, siguiendo las normas y procedimientos
establecidos.
88
FIGURA No 3.5 Inspección de Equipo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
89
FIGURA No 3.6 Inspección de Equipo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
90
FIGURA No 3.7 Inspección de Equipo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
91
FIGURA No 3.8 Inspección de Equipo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
92
FIGURA No 3.9 Inspección de Equipo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
93
3.9.1.3.2 Calibraciones de Herramientas
Se han calibrado las siguientes herramientas, siguiendo las normas y procedimientos
establecidos.
FIGURA No 3.10 Inspección de herramientas
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
94
3.9.1.4 Checklist para ensamblaje de X PAK LINER HANGER
El Checklist para el ensamblaje, se lo realiza antes de ensamblar el X PAK LINER
HANGER, para comprobar que se encuentre en perfecto estado y no produzca fallas o
problemas al momento de la corrida.
3.9.1.4.1 Herramienta activadora y soltadora tipo Multi-pistón Hydraulic X-PAK
DRILL DOWN POWER TOOL 7.750‟‟ OD (8 etapas)
Orden de trabajo N° 027
Operadora: Andes Petroleum
Campo: Andes Petroleum
Pozo: Marian 34
Liner:
OD: 7‟‟
PESO: 26#
ROSCA: BTC
GRADO: P40
ID: 6.276‟‟
DRIFT: 6.151‟‟
Casing:
OD: 9.625‟‟
PESO: 47#
GRADO:
ID: 8.681
DRIFT: 8.525
95
1. Distinguir y elegir equipos y herramientas para utilizar de acuerdo al
programa, verificar número de serie indicados en la siguiente tabla:
TABLA No 3.7 Equipos y herramientas a utilizarse
DESCRIPCIÓN N- SERIE
X – PAK WXPANDER 10A00181
X- PAK EXPANDABLE LINER
HANGER PACKER
10A00014
MULTI PISTON HYDRAULIC POWER
TOOL (7.750‟‟)
09K03508
X-PAK LINER SETTING TOOL 09K03510
X-PAK ROTATING 09K03512
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
2. Llenar formatos TIW de verificación de equipos y herramientas (incluye
información de OD, ID y longitudes)
3. Colocar los o‟ring, sellos en los pistones y conectores asegurándose que
estos estén en buen estado. Enroscar los anillos hasta que estos queden bien
ajustados y asegurarlos con el prisionero de hierro.
4. Colocar primera camisa o UPPER SLEVE en la prensa. (esta es la más corta)
5. Se inserta el TOP CONNECTION en la parte inferior UPPER SLEEVE.
Tenga precaución al pasar por la rosca para no dañarlos
96
6. Coloque el Mandrel #1 en el pistón de TOP CONNECTION. Los orificios
de los mandriles van por debajo de los pistones. Cada pieza posee una
sección mecanizada para colocar las llaves del ajuste.
7. Colocar el SHEAR RING en la parte superior del TOP CONNECTION y
ajustarlo.
8. Alinear el TOP CONNECTION con los orificios del UPPER SLEEVE y
colocarle los 6 prisioneros de hierro.
9. Nota: Estos prisioneros tienen como función guiar el recorrido de la camisa,
no deben ir apretados.
10. Colocar el CONNECTOR #1 en el MANDREL #1. Los sellos de
CONNECTOR van orientados a la parte superior. Sea cuidadoso al pasar los
sellos por la rosca del MANDREL, luego desplácelo y conéctelo al UPPER
SLEVE
11. Conectamos el SLEEVE #2 en el CONNECTOR #1
12. Nota: El extremo con mayor cantidad de orificios hacia arriba
13. Colocar el PISTON #2 en el MANDREL #2. Inserte este PISTON por la
SLEEVE #2 y enrósquelo al MANDREL #1
14. Nota: antes de conectar los pistones asegúrese que este el o‟ring en el pistón
15. Colocar el CONNECTOR #2 En el MANDREL #2, desplácelo y conéctelo
al SLEEVE #2
16. Conectar el SLEEVE #3 con el CONNECTOR #2
17. Conecte el pistón #3 en el MANDREL #3. Inserte este pistón por la
SLEEVE #3 y enrósquelo al MANDREL #2
97
18. Colocar el CONNECTOR #3 EN EL Mandrel #3, desplácelo y conéctelo al
SLEEVE #3
19. Conectar el SLEEVE #4 en el CONNECTOR #3
20. Conecte el PISTON #4 en el MANDREL #4. Inserte este pistón por la
SLEEVE #4 y enrósquelo al MANDREL #3
21. Colocar el CONNECTOR #4 en el MANDREL #4, desplácelo y conéctelo al
SLEEVE #4
22. Conectar el SLEEVE #5 con el CONNECTRO #4
23. Conecte el PISTÓN #5 en el MANDREL #5. Inserte este pistón por la
SLEEVE #5 y enrósquelo al MANDREL #4
24. Colocar el CONNECTOR #5 en el MANDREL #5, desplácelo y conéctelo al
SLEEVE#5
25. Conectar el SLEEVE #6 en el CONNECTOR #5
26. Conecte el PISTON #6 en el MANDREL #6. Inserte este pistón por la
SLEEVE #6 y enrósquelo al MANDREL #5
27. Colocar el CONNECTOR #6 en el MANDREL #6, desplácelo y conéctelo al
SLEEVE #6
28. Conectar el SLEEVE #7 en el CONNECTOR #6
29. Conecte el PISTON #7 en el MANDREL #7. Inserte este pistón por la
SLEEVE #7 y enrósquelo al MANDREL #6
30. Colocar el CONNECTOR #7 en el MANDREL #7, desplácelo y conéctelo al
SLEEVE #7
31. Colocar el LIMITER o STOP SLEEVE en el Mandrel #7. Asegúrese que el
bisel de esta pieza este en la parte superior.
98
32. Conectar el SLEEVE #8 en el CONNECTOR #7
33. Introduzca el SETTING MANDREL por la parte superior del COLLET
MANDREL
34. Coloque el CONNECTOR #8 ó CONNECTOR SETTING COLLAR en el
MANDREL #8 ó COLLET MANDREL y luego coloque el PISTÓN #8
35. Introduzca el PISTÓN #8 en la SLEEVE #8 y enrósquelo al MANDREL #7
36. Ajuste el SETTING MANDREL al CONNECTOR SETTING COLLAR
(Rosca Izquierda)
37. Colocar el COLLET RELEASING RING (ajústelo y asegurar con el
prisionero de hierro) y el RETAINER NUT con 9 vueltas a la izquierda. Baje
el COLLET hasta el RETAINER NUT y coloque 1 pin de bronce de 3/8 in
para detenerlo y permitir enroscar el colgador.
38. Nota: Revise que el COLLET tenga colocado el RATCHET en la posición
correcta y el prisionero en el medio de este para asegurarlo, revise que el
STOP COLLAR este sujeto al COLLET MANDREL y tenga el prisionero
de seguridad
39. Revise todos los o‟ring del ROTATING DOGS y conéctelo al COLLET
MANDREL.
40. Nota: Para realizar la prueba hidrostática el CLUCTH debe estar
desactivado sin los pines de bronce
41. Extraiga el SHEAR RING y realice prueba hidrostática colocando tapones
en los extremos. Aplicar 5.000 psi durante 10 minutos y observa el recorrido
de la herramienta 12 pulg. (16-1/2 pulg)
99
42. Una vez terminada la prueba, retire los tapones de prueba y reversa la
herramienta hasta su posición inicial y coloque el anillo de corte ajustándolo
al UPPER SLEEVE, colóquelo los 4 prisioneros de hierro de 3/8‟‟ que lo
aseguran al TOP CONNECTOR y 6 prisioneros de hierro de 1/2'‟ que lo
aseguran al UPPER SLEEVE.
43. Revise y reajuste todas las camisas y mandriles, coloque todos los
prisioneros de la herramienta y proceda a realizar ensamble del sistema de
colgador expandible.
44. Extraiga los 4 BLOQUES DE ROTACIÓN y asegúrese que el SETTING
RING este bien colocado con 3 pines de bronce y 3 pines de hierro
45. Inserte la parte inferior del EXPANDER TIE BACK hasta que haga tope con
el SETTING RING
46. Inserte el X-PAK Hanger/Packer y enrósquelo en el COLLET con 10 vueltas
a la izquierda. Asegúrese que este bien conectado.
47. Conecte los BLOQUES DE FRICCIÓN con todos sus resortes
48. Coloque los pines de bronce en el ASIENTO 7 pines de ½ in
49. Inserte el RP SPLINE. Para torquear este accesorio debe estar desactivado el
CLUCTH. Una vez torqueado asegure el CLUCTH con 3 pines de bronce de
3/8 in. Aplico torque con 11.000 lbs.ft
50. Ajuste el EXPANDER TIE BACK en el SETTING MANDREL aplicando
vueltas a la derecha. Asegúrese que este bien alineado y ajustado.
51. Coloque los prisioneros de hierro en el CONNECTOR SETTING COLLAR
para asegurar el SETTING MANDREL.
52. Conecte el POLISH NIPPLE por debajo del SIENTO bien ajustado
100
53. Coloque el DPOB y tener precaución al insertar el POLISH NIPPLE.
Torquear el UPPER SLEEVE NIPPLE con 12.000 lbs.ft
54. Coloque el DPOB y tener precaución al insertar el POLISH NIPPLE.
Torquear el UPPER SLEEVE NIPPLE con 12.000 lbs.ft
55. Coloque el LINER WIPER PLUG y asegúrelo con 4 pines de bronce de 3/8
in. Aplique grasa en las gomas.
56. Colocar el SPACE NIPPLE teniendo precaución al insertar el LINER
WIPER PLUG y torquear al DPOB con 8.000 lbs.ft
57. Pintar el ensamblaje y rotularlo con el nombre del cliente y el pozo.
3.9.1.5 Check List de mantenimiento de TOP DRIVE SWIVEL, CEMENTING
MANIFOLD, PLUG MANIFOLD, BALL DROPPING Y FLAG SUB.
Numero de serie:
PLUG MANIFOLD 05L09680
TOP DRIVE SWIVEL 04H06066
BALL DROPPING N/A
FLAG SUB 06I06500
1. Lavar externa e internamente el equipo, realizando una inspección visual de
posibles daños, en las partes del equipo y las roscas
2. Verificar el interior del by pass esté libre de cemento, cerrando la válvula
principal y haciendo circular agua a través del by pass en posición de abierto
3. Verificar que la conexión 1502 (De golpe) en el Top Drive Swivel esté ajustada.
4. Engrasar todas las válvulas y verificar que accionen con facilidad. De ser
necesario se debe reparar las válvulas.
5. Engrasar Top Drive Swivel y verificar que rote libremente.
101
6. Cuando el mantenimiento es total es decir se ha usado 5 veces consecutivas es
necesario desarmar el Top Drive Swivel, y el plug manifold (ball dropping, plug
indicador) para verificar el mecanismo interno. Cambiar en caso de ser
necesario:
Packings
O´rings
Rodamiento
7. Realizar prueba de presión, asegurarse que el área este acordonada con cinta de
seguridad. Notificar a todo el personal que trabaje en áreas contiguas de las
pruebas que se van a realizar mismas. Presurizar hasta 5000 psi durante 10
minutos, si el equipo no pasa la prueba, desfogar la presión, localizar dicha fuga
y reparar, si la prueba es positiva, desfogar la presión a cero psi. (ver ATS
prueba de presión) esta prueba queda registrada en cartas de presión.
8. Colocar protectores de rosca, pintar y marcar en las 2 válvulas (abierto-cerrado)
con líneas visibles.
9. Colocar el equipo en su respectivo RACK
Comentarios: Se adiciona un Plug Manifold que se utilizará con la esfera de
contingencia S/N: 04H06065
3.9.1.6 Check List de mantenimiento de TOP DRIVE SWIVEL, CEMENTING
MANIFOLD, PLUG MANIFOLD, BALL DROPPING Y FLAG SUB.
Número de serie:
PLUG MANIFOLD 04H06065
TOP DRIVE SWIVEL 90G05780
BALL DROPPING N/A
102
FLAG SUB N/A
8. Lavar externa e internamente el equipo, realizando una inspección visual de
posibles daños, en las partes del equipo y las roscas
9. Verificar que el interior del by pass esté libre de cemento, cerrando la válvula
principal y haciendo circular agua a través del by pass en posición de abierto
10. Verificar que la conexión 1502 (De golpe) en el Top Drive Swivel esté ajustada.
11. Engrasar todas las válvulas y verificar que accionen con facilidad. De ser
necesario se debe reparar las válvulas.
12. Engrasar Top Drive Swivel y verificar que rote libremente.
13. Cuando el mantenimiento es total es decir se ha usado 5 veces consecutivas es
necesario desarmar el Top Drive Swivel, y el plug manifold (ball dropping, plug
indicador) para verificar el mecanismo interno. Cambiar en caso de ser
necesario: N/A
Packings N/A
O´rings N/A
Rodamiento N/A
14. Realizar prueba de presión, asegurarse que el área este acordonada con cinta de
seguridad. Notificar a todo el personal que trabaje en áreas contiguas de las
pruebas que se van a realizar mismas. Presurizar hasta 5000 psi durante 10
minutos, si el equipo no pasa la prueba, desfogar la presión, localizar dicha fuga
y reparar, si la prueba es positiva, desfogar la presión a cero psi. (ver ATS
prueba de presión) esta prueba queda registrada en cartas de presión.
15. Colocar protectores de rosca, pintar y marcar en las 2 válvulas (abierto-cerrado)
con líneas visibles.
103
16. Colocar el equipo en su respectivo RACK
3.9.1.7 Certificación de herramientas
FIGURA No 3.11 Inspección de herramientas
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
104
FIGURA No 3.12 Inspección de herramientas
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
105
FIGURA No 3.13 Inspección de herramientas
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
106
FIGURA No 3.14 Inspección de herramientas
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
107
3.9.1.8 Prueba Hidrostática
La prueba se lo realiza a 5000psi, por un lapso de 10 minutos; la carta es envía adjunta
con el Checklist al Company Man de la empresa operadora.
FIGURA No 3.15 Setting Tool
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
FIGURA No 3.16 Top Drive Swivel
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
108
FIGURA No 3.17 Top Drive Swivel
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
3.9.2 Procedimiento General
El procedimiento general ya se encuentra establecido, hay que seguir paso a paso, sin
omitir o cambiar ningún punto.
3.9.2.1 Ensamble de colgador expandible X-PAK, DPOB y SETTING TOOL
hidráulico multi pistón
El ensamble del colgador expandible X-PAK, DPOB y SETTING TOOL hidráulico
multi pistón, se lo realiza siguiendo todas las normas y procedimientos establecidos.
109
3.9.2.1.1 Procedimiento
El ensamble del X-PAK Hanger/Packer combina las características y beneficios de un
colgador premium y un empacador de tope de liner de alta presión. El X-PAK
Hanger/Packer es recomendado para largos y pesados liners, brinda un sello premium a
nivel del tope del liner y mantiene la integridad de presión del casing.
3.9.2.1.2 Características
TIW Set shoe tipo DV-226 Non-Autofill. Utiliza agujeros tipo jet laterales para
facilitar el lavado durante el procedimiento de bajada. Mantiene su resistencia a
los fluidos abrasivos, corrosión y temperatura. Las partes internas son fácilmente
perforables con broca PDC.
TIW Landing Collar tipo O-L. Posee un asiento para el tapón de limpieza liner
wiper plug (LWP) y un perfil anti-rotacional. Generalmente es colocado por
encima de la zapata (2 tubos). Una vez asentados los tapones en el landing
collar permite presurizar el sistema para activar el setting tool hidráulico e
iniciar la expansión del X-PAK Hanger/Packer. El material interno es fácilmente
perforable con broca PDC.
TIW X-PAK Colgador/Empacador Expandible. Combina las características
de un colgador premium y un top packer en una sola herramienta. Utilizando la
tecnología expandible X-PAK Hanger/Packer dispone de una alta capacidad de
carga para liners muy pesados, como también un sello premium de alta presión
en el tope del liner.
TIW Expansor/Receptáculo. Incorpora la sección requerida para expandir la
parte superior del X-PAK Hanger/Packer, también posee un receptáculo para tie-
110
back de 4 pies para futura extensión de liner, además provee de un sello metal-
metal que está diseñado para soportar altas presiones entre el expansor y el X-
PAK Hanger/Packer.
TIW Drillable Packoff Bushing (DPOB). Provee un sello de alta presión y
temperatura entre el setting tool y el liner. Está diseñado para resistir cualquier
movimiento hacia arriba o hacia abajo y para cualquier abrasión causada por la
liberación del setting tool. El material interno es fácilmente perforable con
mecha PDC.
TIW Molded PDC Pump down Plug (PDP). Este tapón está diseñado para
trabajar en el drill Pipe, desplaza al cemento y lo separa del fluido de
desplazamiento. El mismo usa una serie de cuatro coplas de goma o caucho de
diferentes tamaños que limpian internamente drill pipe y la herramienta de
asentamiento. Está diseñado para acoplar, sellar y desplazar efectivamente con
el liner wiper plug (LWP)
Tapón de liner tipo PDC Liner Wiper Plug (LWP). El tapón de liner tipo
PDC es colocado con pines de cizallamiento al polish nipple por debajo de la
herramienta de asentamiento. Está diseñado para recibir el tapón que limpia el
Drill Pipe. Una vez acoplados, estos tapones son desplazados a través del liner
manteniendo el lodo separado del cemento, limpiando las paredes internas del
liner. Cuando el LWP se acopla en el Landing Collar, este forma un sello
efectivo en ambas direcciones. También está diseñado para engranar dentro del
perfil del collar, evitando así la rotación durante su perforación.
TIW Multi Piston Hydraulic X-PAK Setting Tool. Provee la fuerza de
compresión requerida para expandir el X-PAK Hanger/Packer. Una rosca acme
111
PPrree--EExxppaannssiioonn
PPoosstt--EExxppaannssiioonn
tipo collet sostiene el peso del liner durante la corrida. Después de ser asentado
el colgador expandible, la herramienta es liberada aplicando peso hacia abajo y
movimiento hacia arriba. Adicionalmente, la herramienta posee un respaldo para
liberación mecánica aplicando rotación a la derecha.
TIW Top Drive Manifold de cementación. Está diseñado para soportar
tensión de carga del Drill Pipe. El Plug Dropping es ensamblado en conjunto con
el manifold, almacena el tapón (PDP) limpiador del DP durante el
acondicionamiento, circulación y la operación de mezcla de cemento. Posee un
swivel para la operación de reciprocar y rotar el liner directamente desde el Top
Drive.
FIGURA No 3.18 Colgador expandible X-PAK, DPOB y SETTING TOOL
hidráulico multi pistón
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
112
3.9.2.1.3 Procedimiento de Corrida
1. El ensamble del X-PAK Hanger/Packer, DPOB y Expander/Receptáculo, debe
ser inspeccionado, medido y pre-ensamblado con el Multi-Pistón Setting Tool
junto con el polish nipple y el liner wiper plug.
2. Conectar la zapata (doble válvula) TIW tipo 226-DV en el pin del primer tubo
del liner.
3. El Landing Collar TIW tipo O-L es conectado en el liner, 2 tubos de shoe track.
4. Durante la corrida, asegúrese de llenar el liner correctamente. Llene el liner cada
tubo.
NOTA: Se ha comprobado que el uso de centralizadores es muy efectivo para
una buena cementación. El uso de los mismos debe ser compatible con el liner
(se utilizará 12 centralizadores rígidos en los primeros 12 tubos, cada junta; y un
centralizador tipo tandem rise en el penúltimo tubo, en la 2° junta bajo el
colgador).
5. Después de conectar el último tubo de liner, verificar que el liner esté lleno.
6. Conectar el ensamble del X-PAK Hanger/Packer al último tubo del liner.
7. Conectar el primer stand de HWDP de 5”, bajar lentamente hasta que el setting
tool esté por debajo del conjunto de BOP, circular la capacidad del liner y
monitorear el peso del liner en el indicador de peso.
8. Instale el protector de goma de la sarta de trabajo, para evitar la caída de objetos
dentro del hoyo durante la corrida.
9. Calibrar cada tubo de la sarta de trabajo. Si el calibrador se atasca en cualquiera
de los tubos este debe ser reemplazado.
113
10. Bajar el drill pipe llenando cada 10 paradas y controlando la velocidad de
corrida.
11. Antes de que la zapata llegue a hueco abierto, inserte el tapón de limpieza
(dardo) de drill pipe y esfera pesada en el Plug Dropping Sub. Ensamble el
Manifold sustituyendo un tubo de una de las paradas de la sarta de trabajo y
posiciónelo en un lugar accesible.
12. Una parada antes de la profundidad de la zapata de 9-5/8”, antes de entrar a
hueco abierto, circular un fondo arriba para homogenizar el lodo (realizar un
pumping Schedule). Registrar parámetros de peso, rotación y presión.
13. Continuar bajando el liner de 7” en hueco abierto con drill pipe y continuar con
el llenado.
14. Continúe bajando el liner hasta que la zapata este aproximadamente 30 pies de la
profundidad deseada y conecte la parada con el Manifold previamente
ensamblado.
15. Establezca circulación lentamente (revisar de acuerdo a condiciones).
16. Posicione el liner a la profundidad deseada. En este punto se puede rotar y
reciprocar el liner (de acuerdo al plan de acondicionamiento del hoyo previo a la
cementación).
17. Una vez que la circulación ha sido establecida, se debe circular para limpiar el
pozo.
18. Una vez el comportamiento de las presiones durante la limpieza es satisfactorio,
circular para acondicionar el lodo previo a la cementación.
19. Ejecutar un pumping Schedule y continuar con el programa de cementación.
114
20. Una vez bombeado todo el volumen de cemento, suelte el tapón de limpieza
(Pump Down Plug). Para soltar el tapón se debe abrir la válvula tipo bola y
soltar el Tapón, cerrar la válvula de by-pass, e inicie el desplazamiento. Después
de bombeados 4-5 barriles de desplazamiento puede abrir y cerrar la válvula by-
pass de 2 a 3 veces para remover cualquier exceso de cemento dentro de la
misma.
21. Desplace la capacidad de la tubería de drill pipe según programa. Disminuir la
tasa de bombeo a 2 bpm, 10 barriles antes de acoplar el tapón Pump Down Plug
en el tapón limpiador del Liner Wiper Plug, tomando en cuenta la capacidad
ajustada del DP‟s. Se notará un incremento de presión indicando el acople de
tapones.
22. Continúe desplazando según lo programado. Aproximadamente 10 barriles antes
del total de desplazamiento calculado, disminuya rata de bombeo de 3 bpm,
continúe desplazando hasta que el tapón limpiador de liner asiente en el landing
collar. Esto será indicado por un incremento rápido de presión.
23. Presurice y pruebe el tapón limpiador de liner, con 500 psi por encima de la
presión de desplazamiento.
Nota: Presión de ruptura del shear ring y activación del multi-pistón setting tool
(+/- 3,500 psi).
24. Una vez terminada la operación de cementación, se procede a asentar el X-PAK
HGR/PKR.
(a) Posicione el liner a 1 pie del fondo registrado.
115
(b) Aplique presión lentamente hasta alcanzar +/- 4,500 psi. Mantener la presión
durante 10 minutos (a los +/- 3,500 psi se produce la ruptura del shear ring y
activación del Multi-Pistón).
25. Si no se registra el acople de tapones en el desplazamiento del cemento, se debe:
(a) Soltar desde la superficie la esfera pesada
(b) Dejar gravitar alrededor de +/- 30 min.
(c) Presurizar el sistema hasta obtener +/- 4,500 psi y accionar el sistema.
26. Para liberar el Setting Tool realice los siguientes pasos:
(a) Desahogue la presión.
(b) Descargue todo el peso del liner más 1.0 ft adicional.
(c) Levante la tubería y observe la pérdida de peso del liner
27. Si no se nota la pérdida del peso del liner, repetir el paso 25.c y 26.
28. Si no se obtiene resultados para la liberación, se debe proceder a la liberación
mecánica como se describe a continuación:
(a) Coloque sarta de trabajo con tensión sobre la posición neutral.
(b) Aplique 15 vueltas a la derecha.
(c) Levante el drill pipe y observe la pérdida del peso del liner,
29. En este momento puede levantar drill pipe (con setting tool) un (1) pie sobre el
tope del liner y cualquier exceso de cemento por encima del liner, podrá ser
removido circulando por directa 1.5 veces la capacidad anular.
30. Una vez que se ha terminado de circular, quebrar el Manifold de cementación y
sacar a superficie el setting tool.
116
Contingencia:
Si no se registra el acople de tapones en el desplazamiento del cemento,
se debe:
(a) Soltar desde la superficie la esfera pesada.
(b) Dejar gravitar alrededor de 30 min.
(c) Presurizar el sistema hasta obtener +/- 4,500 psi y accionar el sistema
de expansión.
Si no se obtiene resultados para la liberación, se debe proceder a la
liberación mecánica como se describe a continuación:
(d) Coloque sarta de trabajo con posición neutral.
(e) Aplique 15 vueltas a la derecha libres de torque.
(f) Levante el drill pipe y observe la pérdida del peso del liner.
CAPÍTULO IV
117
CAPÍTULO IV
4. ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE CORRIDA DE LINERS
CONVENCIONALES Y CORRIDA DE LINERS EXPANDIBLES.
Este análisis comparativo entre un liner u otro, nos permitirá demostrar las ventajas y
desventajas de los mismos.
TABLA N° 4.1 Sistema Expandible X-PAK Vs. Colgadores Convencionales
Elaborado por: Ricardo Bolaños C
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
COLGADOR / EMPACADOR
EXPANDIBLE X-PAK
COLGADOR CONVENCIONAL
HIDRÁULICO Y/O MECÁNICO CON TOP PACKER
Permite aplicar rotación durante la corrida y
la cementación. Se puede reciprocar de ser
deseado.
Se aplica rotación antes y después de
asentados en colgadores especiales con
torque y peso limitado.
Mayor Capacidad de Carga.
Se puede diseñar para mayor capacidad de
carga, pero disminuyendo el área de flujo.
Se utiliza un solo equipo: X-PAK
HGR/PKR.
Se utilizan (2) dos equipos: Colgador
Mecánico y/o Hidráulico + Accesorio de
sello adicional. (Tie Back Packer)
Genera un sello primario Metal-Metal y
puede ser suministrado en materiales
resistentes a la corrosión y altas temp. (1000
°F) y 15 KSI.
Se considera como sello secundario y provee
sello a alta temperatura utilizando accesorios
adicionales hasta 10 KSI.
Mejor área de flujo por su concentricidad
minimizando riesgos de empaque anular.
Mejorando la hidráulica
Área de flujo limitada a través de los conos
pre-asentado y post-asentado.
Mantiene integridad del sistema.
Mantiene integridad del sistema solo con
colgadores mecánicos.
Reduce costos futuros. Solo el costo inicial es más económico.
Garantiza la incapacidad de mover el liner
después de asentado, imposibilitando su
flotación y/o recuperación.
Debe proveer cuñas bi-direccionales para
evitar el movimiento en ambos sentidos,
limitándose a la capacidad de agarre de las
cuñas.
Construcción externa uniforme con mínimo
de partes móviles.
Partes móviles y sellos parcial o totalmente
expuestos.
118
4.1 Comparaciones entre el liner convencional y el liner expandible X-PAK
Se ha tomado en cuenta los puntos más relevantes entre la corrida de un liner
convencional y un liner expandible, para poder realizar las siguientes comparaciones:
4.1.1 Permite aplicar rotación durante la corrida y la cementación. Se puede
reciprocar de ser deseado. (Liner Expandible X-PAK)
Una vez que la circulación ha sido establecida, se debe circular para limpiar el pozo;
luego que el comportamiento de las presiones durante la limpieza sea satisfactorio; se
debe circular para acondicionar el lodo previo a la cementación; y ejecutar un pumping
Schedule; continuar con el programa de cementación.
Este colgador, junto con la herramienta, permite reciprocar y rotar la sarta, durante
todos los procesos de corrida de liner, cementación y desplazamiento, ya que su
mecanismo es hidráulico y está diseñado para que su mecanismo de rotación y
liberación sea al final del trabajo de cementación; es decir con la presión final de
acoplamiento de tapones, se sienta el colgador, se libera la herramienta y se desacopla el
mecanismo de rotación.
En muchos casos, en el proceso de cementación se presenta empaquetamientos, pero
cuando se usa el Liner Expandible X-PAK existe la opción de poder limpiar y
reciprocar.
En varios procesos de cementación se aconseja rotar durante la cementación, y
reciprocar, para obtener una mejor distribución del cemento; actividad que si se la puede
realizar cuando se usa el Liner Expandible X-PAK
119
4.1.2 Se aplica rotación antes y después de asentados en colgadores especiales con
torque y peso limitado. (Liner convencional hidráulico y/o mecánico)
Después que el hoyo ha sido acondicionado, el colgador del liner tipo TIW IB-puede ser
asentado.
Colocar el liner a la profundidad deseada (+/- 3.0 ft del fondo), suelte la bola de
bronce, déjela gravitar o desplácela lentamente (1.5bpm) hasta que asiente en el
PDC HS SR Landing Collar.
Nota: Se debe tener en cuenta que las cuñas del Colgador no coincidan en un collar de la
tubería de 9-5/8”.
Incrementar lentamente la presión (+/- 1,800 psi) en la tubería hasta que los pines
del Colgador rompan (+/- 1500 psi).
Mantener la presión constante mientras baja la tubería hasta que el peso del liner
más 30,000 lbs. Descansen sobre el colgador.
Incremente la presión de bomba hasta +/- 3,000 psi para romper el asiento de bola
(anillo de bronce) en el PDC HS SR Landing Collar.
Si el Colgador de Liner no se asienta, repetir el paso dos y tres incrementando la
presión en intervalos de 200 psi. Hasta conseguir el asentamiento del Colgador.
Instrucciones para soltar el SJ Setting Tool.
Desahogue presión.
Aplique +/- 30,000 lbs. sobre la tubería y el SJ Setting Tool para asegurar el
cizallamiento de los pines de corte instalados en la herramienta.
120
Aplicados +/- 10,000 lbs. de peso en la tubería y sobre el SJ Setting Tool, rotar
la tubería aproximadamente 25 vueltas a la derecha libres de torque.
Levante la tubería de 3 a 5 pies notando la pérdida de peso del liner.
Restablezca circulación hasta la rata requerida para la operación de cementación y
desplazamiento del liner.
Realizar trabajo de Cementación de acuerdo programa.
Con el uso del liner convencional, es imposible rotar o hacer cualquier maniobra en el
proceso de cementación y desplazamiento.
4.1.3 Mayor Capacidad de Carga. (Liner Expandible X-PAK)
La capacidad de carga en el liner expandible X-PAK es mayor a 580000 lbs. Esto fue
comprobado, ya que el Liner Expandible X-PAK fue sujeto a una segunda prueba de
presión a 10000psi. Teniendo el área interna de 58.32 pg2
la fuerza aplicada en el
ensamble de la herramienta durante la prueba fue mayor que 580.000lbs. Verificando la
capacidad de carga del X-PAK 7-5/8” x 9-5/8”. Esta prueba fue realizada en la base de
TIW Houston Texas
4.1.4 Se puede diseñar para mayor capacidad de carga, pero disminuyendo el área
de flujo. (Liner convencional hidráulico y/o mecánico)
El área de Flujo esta directamente afectada por la capacidad de carga, ya sea en
Colgadores Hidráulicos o Mecánicos.
121
FIGURA No 4.1 Área de flujo VS Capacidad de colgamiento
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C
.
Cuando “A” se incrementa en tamaño, “B” disminuye. Resultando un área de flujo
mayor con menos capacidad de carga.
FIGURA No 4.2 Área de flujo
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
4.1.5 Se utiliza un solo equipo: X-PAK HGR/PKR. (Liner Expandible X-PAK)
Debido a su diseño este colgador tiene sus componentes de colgador y packer en un solo
cuerpo de longitud muy corta, evitando el uso de dos equipos diferentes para colgar el
liner y sellar el espacio anular al nivel del colgador.
122
FIGURA No 4.3 Liner X-PAK
Fuente: Charla sobre expandibles, TIW Venezuela
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
4.1.6 Se utilizan (2) dos equipos: Colgador Mecánico y/o Hidráulico + Accesorio de
sello adicional. (Liner convencional hidráulico y/o mecánico)
Un colgador convencional tiene la función específica de colgar; el sello a nivel de dicho
colgador, lo haría el cemento. Si se desea o requiere garantizar de alguna manera el
sello en el tope del liner es necesario utilizar un equipo adicional, denominado liner top
packer, el cual debe ir ensamblado conjuntamente con el colgador, teniendo como
resultado 2 equipos ensamblados, con una longitud considerable.
123
FIGURA No 4.4 Colgador mecánico
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
FIGURA No 4.5 Packer
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
4.1.7 Genera un sello primario Metal-Metal y puede ser suministrado en
materiales resistentes a la corrosión y altas temperaturas (1000 °F) y 15 KSI.
(Liner Expandible X-PAK)
Se define como sello primario al que garantiza hermeticidad y este al ser metal - metal,
también garantiza el sello bajo condiciones extremas de temperatura, presión y en
124
presencia de fluidos corrosivos; lo que se logra utilizando metales especiales ó
tratamientos térmicos en el área de sellos. Adicionalmente además del sello metal-
metal el X-PAK provee un sello adicional tipo elastómero para garantizar 100% dicha
hermeticidad.
FOTOGRAFÍA No 11 Sello Metal – Metal
Fuente: Charla sobre expandibles, TIW Venezuela
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
4.1.8 Se considera como sello secundario y provee sello a alta temperatura
utilizando accesorios adicionales hasta 10 KSI (Liner convencional hidráulico y/o
mecánico).
En un colgador de liner convencional como se había dicho anteriormente es necesario
utilizar un equipo adicional que es liner top packer el mismo que al momento de ser
activado después del proceso de cementación puede encontrar en su superficie exterior
pequeños recortes de perforación, limallas u objetos extraños, los cuales podrían ser las
posibles causas, para no generar un sello hermético. Adicional los elastómeros con los
que este tipo de packer trabaja, tienen ciertas limitaciones con respecto a temperatura,
presión y fluidos corrosivos.
125
4.1.9 Mejor área de flujo por su concentricidad minimizando riesgos de empaque
anular. Mejorando la hidráulica (Liner Expandible X-PAK).
El área de flujo se ve mejorada notablemente al no tener elementos mecánicos externos
en el cuerpo del colgador. Lo que minimiza las posibilidades de empaquetamientos. Al
utilizar un X-PAK estamos asegurando que el área de flujo va ha permanecer sin
variaciones durante la corrida del liner, acondicionamiento del agujero en el fondo,
cementación y desplazamiento
FIGURA No 4.6 Área de flujo del Liner Expandible X-PAK
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
4.1.10 Área de flujo limitada a través de los conos pre-asentado y post-asentado
(Liner convencional hidráulico y/o mecánico).
Una vez el colgador está sentado, el espacio anular alrededor del colgador es reducido
por las cuñas sobre el cono. Lo que podría generar acumulación de material alrededor
de las cuñas y generando un empaquetamiento
Área de flujo
126
FIGURA No 4.7 Área de flujo
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
4.1.11 Mantiene integridad del sistema (Liner Expandible X-PAK).
Debido a su diseño en un cuerpo integral y al no poseer partes de accionamiento
hidráulico móviles, se garantiza la integridad del sistema, eliminando posibles puntos de
fuga de presión ó liqueo.
FIGURA No 4.8 Integridad del sistema
Fuente: Charla sobre expandibles, TIW Venezuela
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
127
4.1.12 Mantiene integridad del sistema solo con colgadores mecánicos (Liner
convencional hidráulico y/o mecánico).
Un colgador convencional hidráulico, está diseñado para activar sus cuñas mediante un
pistón, el cuál para poder ser accionado necesita orificios para la admisión del fluido
que generará el movimiento a dicho pistón. Dicha comunicación entre el interior del
colgador y la parte externa del mismo (pistón hidráulico) genera puntos de posible fuga
de presión o liqueo.
FIGURA No 4.9 Colgador y orificio
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
4.1.13 Reduce costos futuros (Liner Expandible X-PAK).
El hecho de tener un sello primario, sumado al sello que crea el cemento y los
elastómeros que también son parte del X-PAK, nos garantizan hermeticidad al nivel del
tope del liner, disminuyendo prácticamente a cero posibles trabajos de remediación con
respecto a la cementación y uso de equipos adicionales como top Packers para reparar
posibles fugas.
128
4.1.14 Solo el costo inicial es más económico (Liner convencional hidráulico y/o
mecánico).
Al utilizar un colgador convencional, el costo inicial es muy bajo; pero de haber o
existir problemas durante la cementación sería necesario incurrir en costos adicionales,
para trabajos de remediación y/o instalación de top Packers para solucionar problemas
de sello al nivel del tope del liner.
4.1.15 Garantiza la incapacidad de mover el liner después de asentado,
imposibilitando su flotación y/o recuperación (Liner Expandible X-PAK).
El diseño de las cuñas del X-PAK las cuales accionan perpendicularmente sobre la
pared interna del casing, sumado al contacto de la superficie del colgador y del casing
(sello metal – metal) garantiza que dicho elemento no va a tener ningún tipo de
movimiento ni en forma ascendente o descendente, debido a fuerzas externas de
cualquier tipo que estas fueran.
129
FIGURA No 4.10 Cuñas Liner Expandible X-PAK
Fuente: Charla sobre expandibles, TIW Venezuela
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
4.1.16 Debe proveer cuñas bi-direccionales para evitar el movimiento en ambos
sentidos, limitándose a la capacidad de agarre de las cuñas (Liner convencional
hidráulico y/o mecánico).
Todos los sistemas de colgadores convencionales, están diseñados con un sistema de
anclaje unidireccional por lo que de existir una fuerza externa hacia arriba, el liner se
movería de su posición generando problemas. Para evitar dicho desplazamiento hacia
arriba el colgador debería contar con cuñas, tipo bi-direccional, para lograr esto habría
que sacrificar el área de agarre de las cuñas; teniendo como consecuencia menor
capacidad de carga del colgador.
130
FOTOGRAFÍA No 12 Cuñas Liner convencional
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
4.1.17 Construcción externa uniforme con mínimo de partes móviles (Liner
Expandible X-PAK).
El diseño del X-PAK garantiza un mínimo rozamiento entre las partes constitutivas del
mismo y el casing ya que está construido en un cuerpo integral, sin ningún tipo de parte
móvil.
Las cuñas del X-PAK son de tipo inserto, lo que facilita las operaciones de rotación
durante la corrida y al reciprocar la sarta.
131
FIGURA No 4.11 X-PAK Liner Hanger
Fuente: Charla sobre expandibles, TIW Venezuela
Elaborado por: Ricardo Bolaños C
4.1.18 Partes móviles y sellos parcial o totalmente expuestos (Liner convencional
hidráulico y/o mecánico).
Los colgadores tipo convencional tienen elementos externos móviles tales como: cuñas,
flejes, pistón hidráulico los cuales van expuestos y están sujetos al rozamiento contra la
pared interna del casing; lo que genera limitación al momento de reciprocar y/o rotar la
sarta.
132
FIGURA No 4.12 Partes móviles expuestas
Fuente: TIW Seminario Completo
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
4.2 Resultados de Corridas de Liners.
A continuación se presentan los resultados de las corridas de liners convencionales en
algunos pozos del Ecuador.
4.2.1 Pozos corridos con Liners Convencionales
4.2.1.1 Pozo Auca 76 D
Locación: Auca
Operador: Petroproducción
Datos antes de asentar el equipo:
2.7 Bpm. 500 psi
2.7 Bpm. 600 psi
3.6 Bpm. 800 psi
133
Datos después de asentar el equipo
1.3 Bpm. 500 psi
3.7 Bpm. 800 psi
6.5 Bpm. 1350 psi
6.5 Bpm. 1400 psi
4.2.1.2 Pozo Culebra 10 H
Locación: Culebra
Operador: Petroproducción
Datos antes de asentar el equipo:
3.57 Bpm. 650 psi
4.52 Bpm. 650 psi
5 Bpm. 700 psi,
4.85 Bpm. 750 psi,
Datos después de asentar el equipo
4.52 Bpm. 800 psi
5.07 Bpm. 800 psi
5.38 Bpm. 858 psi
4.2.1.3 Pozo Yulebra 8 D
Locación: Yulebra
Operador: Petroproducción
Datos antes de asentar el equipo:
5.0 Bpm. 500 psi
5.9 Bpm. 650 psi
134
6.3 Bpm. 750 psi
Datos después de asentar el equipo
3.5 Bpm. 300 psi
5.1 Bpm. 550 psi
6.2 Bpm. 800 psi
7,0 Bpm. 1050 psi
4.2.2 Pozos corridos con liners Expandibles
A continuación se presentan los resultados de las corridas de liners expandibles en
algunos pozos del Ecuador.
4.2.2.1 Pozo PCCB-006
Campo: Pañacocha
Taladro: CPEB50-243
Operadora: Petroamazonas
18 SPM - 2.00 BPM - 300 psi
37 SPM - 4.00 BPM - 400 psi
55 SPM - 6.00 BPM - 600 psi
73 SPM - 8.00 BPM - 800 psi
4.2.2.2 Pozo PCCB-010
Campo: Pañacocha
Taladro: CPEB50-243
135
Operadora: Petroamazonas
18 SPM - 2.00 BPM - 200 psi
37 SPM - 4.00 BPM - 350 psi
55 SPM - 6.00 BPM - 590 psi
74 SPM - 8.00 BPM - 900 psi
4.2.2.3 Pozo PCCB-004
Campo: Pañacocha
Taladro: CPEB50-243
Operadora: Petroamazonas
18 SPM - 2.00 BPM - 250 psi
37 SPM - 4.00 BPM - 360 psi
55 SPM - 6.00 BPM - 520 psi
74 SPM - 8.00 BPM - 780 psi
136
TABLA N° 4.2 Resultados de corridas de liners convencionales VS liners expandibles
OPERADORA POZO LINER
CONVENCIONAL
LINER
EXPANDIBLE
CAUDAL PRESIÓN
Petroproducción Auca 76 D SI NO 1.3 Bpm.
3.7 Bpm.
6.5 Bpm.
500 psi
800 psi
1400 psi
Petroamazonas PCCB-006 NO SI 2.00 Bpm.
4.00 Bpm.
8.00 Bpm.
300 psi
400 psi
800 psi
Petroproducción Culebra 10 H SI NO 4.52 Bpm.
5.07 Bpm.
5.38 Bpm.
800 psi
800 psi
858 psi
Petroamazonas PCCB-010 NO SI 2.00 Bpm.
4.00 Bpm.
8.00 Bpm.
200 psi
350 psi
900 psi
Petroproducción Yulebra 8 D SI NO 3.5 Bpm.
5.1 Bpm.
7,0 Bpm.
300 psi
550 psi
1050 psi
Petroamazonas PCCB-004 NO SI 2.00 Bpm.
4.00 Bpm.
8.00 Bpm.
250 psi
360 psi
780 psi
Elaborado Por: Ricardo Bolaños C
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
137
4.3 Equipos, herramientas y accesorios utilizados para el ensamblaje de Liners
Convencionales así como Liners Expandibles.
Los equipos, herramientas y accesorios utilizados para el ensamblaje de liners
convencionales y expandibles, son muy variados, pero citaremos a continuación los
principales y más usados.
4.3.1 Equipos:
Los equipos utilizados para el ensamblaje de los Liners tanto Convencionales como
Expandibles, son los mismos, pero la diferencia es que se aplica diferentes parámetros
para su calibración y pruebas; tenemos los siguientes:
Banco de pruebas de presión (High Pressure Test) -. Sirve para realizar
pruebas de presión a las herramientas (setting tools), para garantizar la hermeticidad y
sello de las mismas en el pozo durante las operaciones de corridas de liners.
Características: rango de pruebas de 0 a 20000 psi; para pruebas hidráulicas operado
con una bomba neumática, posee un registrador Barton.
FOTOGRAFÍA No 13 High Pressure Test
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
138
Torque Monitoring System (Twister 6000).- El siguiente equipo, es utilizado
para dar torque a todas las conexiones relacionadas con el ensamblaje de los colgadores.
Características: 480 voltios, 50 amperios y 60 Hertz, tiene un peso de 7.350 lbs. Y el
torque máximo que produce es 50.000 libras/pie
FOTOGRAFÍA No 14 Torque Monitoring System (Twister 6000)
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
Montacargas.- Se lo utiliza para transportar los Liners, tubería pesada y trabajos
terminados de un lugar a otro o a la plataforma; para la entrega.
FOTOGRAFÍA No 15 Montacargas
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
139
Plataforma.- Se la usa para transportar los equipos desde la base, hasta la
compañía que contrata el servicio de corrida de liner.
FOTOGRAFÍA No 16 Plataforma
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
4.3.2 Herramientas:
Las herramientas empleadas para el ensamblaje de los liners tanto convencionales como
expandibles son muy variadas, tenemos eléctricas y manuales pero las más importantes
y utilizadas son las siguientes:
Engrasador neumático.- Es una herramienta que se utiliza para engrasar el
equipo, funciona a presión y su utilización facilita el ahorro de tiempo y se evita el
desperdicio de grasa.
FOTOGRAFÍA No 17 Engrasador Neumático
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
140
Tecle eléctrico y manual.- Sirve para elevar todo tipo de liner, casing, tubería; y
todo lo que sea imposible levantar solo con la fuerza del hombre, se dispone de uno
eléctrico y otro manual, con una capacidad de carga de 5 toneladas cada uno
FOTOGRAFÍA No 18 Tecle Eléctrico
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
FOTOGRAFÍA No 19 Tecle Manual
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
141
Burro o soporte.- Esta diseñado para soportar todo tipo de tubería, son sólidos y la
capacidad de carga depende del número de burros colocados y de la ubicación de
cada uno.
FOTOGRAFÍA No 20 Burro o soporte
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
Prensa de cadena.- Sirve para sujetar todo tipo de tubería, la capacidad para
soportar el peso depende del tamaño de la misma.
FOTOGRAFÍA No 21 Prensa de cadena
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
142
Soplete.- Sirve para pintar, además en la empresa se utiliza, para dar mantenimiento
a las piezas.
FOTOGRAFÍA No 22 Soplete
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
Llave de Cadena.- Sirve para ajustar y aflojar todo tipo de tubería, rosca. Existen
de diferentes tamaños y los usos son variados.
FOTOGRAFÍA No 23 Llave de Cadena
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
Amoladora.- Tiene diversos usos, depende el disco que se le coloque, en la
fotografía está colocado el disco llamado Grata, y sirve para limpiar las superficies
porosas de las tuberías.
143
FOTOGRAFÍA No 24 Amoladora
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
Taladro.- Sirve para perforar cualquier superficie, el diámetro de la perforación,
puede variar, cambiando la broca.
FOTOGRAFÍA No 25 Taladro
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
Entenalla.- Sirve para ajustar topo tipo de objeto, con un limitado tamaño
144
FOTOGRAFÍA No 26 Entenalla
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
4.3.3 Accesorios.- Tenemos una gran variedad de accesorios utilizados para el ensamble
y de liners convencionales y expandibles, pero a continuación citaremos los más
utilizados.
Grasa de color rojo.- Esta se utiliza para lubricar todos los equipos y herramientas
antes de ensamblar ya sea un liner convencional o expandible.
FOTOGRAFÍA No 27 Grasa roja
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
Grasa de color negro.- Esta se utiliza para aplicar en todo tipo de roscas
145
FOTOGRAFÍA No 28 Grasa negra
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
WD-40.- Sirve para eliminar el rechinido, limpia y protege metales, afloja las piezas
oxidadas y libera los mecanismos trabados.
FOTOGRAFÍA No 29 WD-40
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
Banda.- Se utiliza para elevar tubing, casing y liner con ayuda del tecle, pero la
capacidad de carga es limitado, además sirve para ajustar y aflojar todo tipo de
roscas.
146
FOTOGRAFÍA No 30 Banda
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
Faja.- De uso similar al de la banda, pero esta tiene menos capacidad de carga.
FOTOGRAFÍA No 31 Faja
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
Llave Alien.- Sirve para ajustar todo tipo de pernos y roscas que tengan las
terminales hexagonales y apropiadas para esta llave.
147
FOTOGRAFÍA No 32 Llave Alien
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
Plástico de empaque.- Este plástico, se lo utiliza para proteger todas las
terminales y orificios de los liner, que están listos para ser entregados a la empresa
que contrato los servicios.
FOTOGRAFÍA No 33 Plástico de Empaque
Elaborado por: Ricardo Bolaños C.
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
CAPÍTULO V
148
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 Conclusiones
En la corrida del liner convencional, la rotación se aplica antes y después de ser
asentado el colgador, se lo puede realizar con torque y peso limitado; el colgador
puede ser diseñado para una mayor capacidad de carga, pero se disminuye el
área de flujo; se lo considera como un sello secundario ya que las cuñas son
unidireccionales; se debe proveer de cuñas bi-direccionales para evitar el
movimiento en ambos sentidos, limitándose a la capacidad de agarre de las
cuñas; el área de flujo es reducida y está limitada por los conos pre y post
asentados; solo el costo inicial es más económico. El liner expandible X-PAK,
se puede rotar tanto en la corrida como en la cementación; tiene mayor
capacidad de carga, superior a 580000 lbs; genera un sello metal - metal; tiene
mayor área de flujo, minimizando el empaquetamiento; garantiza la incapacidad
de mover el liner después de asentado, imposibilitando su flotación o
recuperación; los costos a futuro son reducidos; la construcción externa es
uniforme con un mínimo de partes móviles.
Del análisis de los resultados obtenidos en varios pozos petroleros en los que se
corrió liners convencionales vs liners expandibles, podemos concluir lo
siguiente: En el pozo Auca 76D, de Petroproducción se corrió un liner
convencional y el caudal más alto obtenido antes de asentar el equipo fue
3,6Bpm a 800psi; el caudal más alto obtenido después de asentar el equipo fue
149
6,6Bpm a 1400psi, por consiguiente concluimos que la presión aumenta
considerablemente, pero el caudal de circulación no es lo suficientemente alto
relacionado a la nueva presión existente. En el pozo Culebra 10H, de
Petroproducción se corrió un liner convencional y el caudal más alto obtenido
antes de asentar el equipo fue 5Bpm a 700psi; el caudal más alto obtenido
después de asentar el equipo fue 5,38Bpm a 1050psi, por lo tanto se puede notar
que la presión es muy elevada, pero el caudal de circulación sube muy poco en
relación a la presión obtenida. En el pozo Yulebra 8D, de Petroproducción se
corrió un liner convencional y el caudal más alto obtenido antes de asentar el
equipo fue 6,3Bpm a 750psi; el caudal más alto obtenido después de asentar el
equipo fue 7Bpm a 1050psi, por lo tanto se observa que el aumento de caudal
antes y después de asentar el equipo es mínimo, al contrario de la presión que
aumenta desproporcionalmente. En el pozo PCCB-006 perteneciente a
Petroamazonas se corrió un liner expandible obteniendo como resultado una
circulación de 8Bpm a 800psi. En el pozo PCCB-010 perteneciente a
Petroamazonas se corrió un liner expandible y se obtiene como resultado 8Bpm
a 900psi. En el pozo PCCB-004 perteneciente a Petroamazonas se corrió un liner
expandible y se obtiene como resultado 8Bpm a 780psi. Después de haber
realizado el análisis tanto de las corridas de liner convencionales como de la
corrida de liners expandibles, se puede concluir que cuando se corre un liner
convencional tenemos una alta presión, pero un caudal de circulación bajo; pero
al momento de correr liners expandibles podemos observar que tenemos una
presión baja relativamente, pero un caudal de circulación alto.
150
Al momento de realizar una corrida con un liner convencional se debe rotar
solamente antes y después de ser asentado el colgador, además se debe tomar en
cuenta que el sello que proporciona es secundario y no es un sello hermético; el
área de flujo que tenemos es reducida por las cuñas sobre el cono, por lo que se
podría producir empaquetamiento, este liner se lo puede recuperar ya que las
cuñas son unidireccionales y no esta fijo el colgador en el fondo. Cuando
usamos un liner expandible tenemos la facilidad de poder rotar mientras bajamos
el colgador, este proporciona un sello primario y hermético metal – metal, el
área de flujo es mayor y nos minimiza el riesgo de que exista empaquetamiento,
este liner una vez que se asienta es imposible recuperarlo o flotarlo, ya que las
cuñas se accionan perpendicularmente sobre la pared interna del casing.
151
5.2 Recomendaciones
Cuando se lleve a cabo el ensamblaje tanto de un liner convencional como de un
liner expandible, se debe calibrar el equipo a utilizarse, para así evitar posibles
problemas al momento de la corrida de los mismos.
Se debe siempre realizar las respectivas pruebas de presión a los equipos y
herramientas utilizadas en el ensamblaje de los liners convencionales y
expandibles, para así evitar posibles fugas al momento de correr en el pozo.
Siempre hay que colocar todos los O´rings en los sitios designados, para así
proporcionar el respectivo cierre hermético y evitar fugas al momento de correr
los liners en los respectivos pozos.
Al momento de ajustar o torquear los equipos y las herramientas, siempre se
debe consultar las tablas de las respectivas roscas y el torque asignado para cada
una de ellas, para evitar dañar las mismas.
Engrasar siempre en las partes que sean necesarias realizarlas y con la grasa
adecuada para facilitar en ensamble de los equipos.
En el pozo, cuando se disponga a corra el liner tanto convencional como
expandible se debe siempre realizar la reunión de trabajo con los operadores,
perforadores, cuñeros, Tool Pusher, Company Man y todo el personal presente
en la corrida del mismo.
152
Se debe revisar todos los Talis o informes antes de correr tanto el liner
convencional o expandible, si existe alguna duda, cambio, o corrección informar
inmediatamente al Company Man.
El momento de empezar la corrida tanto del liner convencional como expandible
hay que estar pendiente y atento de la presión existente, la circulación del fluido
y que el respectivo encuellador envíe el conejo y sea recibido por los cuñeros.
153
GLOSARIO
Colgador hidráulico: El colgador hidráulico es el que se asienta con aplicación de
presión esta a su vez ejerce una fuerza en un pistón que sobrepasa la fuerza ejercida por
el resorte o pines de corte.
Colgador de Liner: Un colgador de Liner es una herramienta con cuñas dentadas que
se deslizan al frente de los conos para lograr agarre con la pared del revestimiento.
Colgador mecánico: Un colgador Mecánico es activado por el movimiento de la
tubería de asentamiento o de trabajo
Completación: Trabajos posteriores a la perforación que tienen por objeto poner el
pozo en condiciones de producir.
Collar de Asentamiento (Landing Collar): El collar está diseñado para recibir el
tapón de desplazamiento del liner conjuntamente con el tapón de la sarta de trabajo.
Collar de flotación (Float Collar): El collar de flotación es una válvula adicional de
contra flujo o contra presión que asegura el que el cemento no retorne hacia liner
después del desplazamiento
Drift: Es el máximo diámetro, por el cual puede pasar determinada tubería.
Empaques de Liner: Un empaque de liner reemplaza al collar de asentamiento y es
conectado a la parte superior del colgador para dar sello en el anular del liner y el
revestimiento anterior.
154
Fondo arriba: Es cuando todo el elemento sólido que se encuentra en suspensión tiene
que llegar a superficie
Liner: está definido como sarta de revestimiento o tubería con su tope por debajo de la
superficie del pozo.
Liner de producción: Son los utilizados para cubrir las zonas de interés o de
producción.
Liner (ext. Corta) Stub: Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en
el casing sobre un Liner existente
Liner (ext. Larga) Tied-Back: Es utilizado para reparar secciones dañadas o
desgastadas en el casing sobre un Liner existente, y para proveer protección adicional en
contra de la corrosión y/o presión.
Liqueo: Fuga de presión
Obturadores: Son los que proveen un sello positivo entre la herramienta soltadora y el
liner permitiendo que el flujo circule en una sola dirección.
Peso abajo: Es el peso que se tiene desde el bloque hasta el zapato
Peso arriba: Es el peso que se tiene desde el bloque hasta el zapato
Pin: Es un vástago de corte, fracturado de bronce y el propósito es romperse para
activar un sistema. Se rompe dependiendo las dimensiones del mismo.
Prisionero: Dispositivo mecánico con rosca con o sin cabeza que sirve para impedir el
giro o movimiento entre piezas, tales como un eje y un collar. Los tornillos prisioneros
tienen tipos diferentes de punta y cabezas para aplicaciones distintas.
155
Quebrar tubería: Es cuando se desenrosca la tubería que ha sido torqueada.
Reunión de seguridad: Se la efectúa siempre antes de empezar a correr el Liner
convencional o expandible en el taladro, en presencia de los operadores y personal de
perforación.
RPOB: Buje Obturador Recuperable
Scab Liner: Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en el Casing o
Liner.
TIW: Texas Iron Works
Zapato Flotador: Consiste de unos orificios de impacto que facilitan el lavado hacia
abajo durante su corrida y de algunas partes interiores fáciles de perforar aun mas
manteniendo sus propiedades resistentes a la abrasividad, corrosividad y temperatura
de los fluidos.
156
BIBLIOGRAFÍA
CESAR MICHELLI, Ing. Operador de TIW de Venezuela, “Soporte técnico en el
procedimiento de ensamblaje de un liner expandible y su respectiva corrida”
CESAR MICHELLI, Ing. Operador de TIW de Venezuela, “ Charla sobre expandible”,
presentación realizada para TIW Venezuela, 09 de Julio del 2009, slide
2,3,4,5,6,8,9,10,12,14,15,18,19,20,21,22,23,24,28,30.
DARWIN MOLINA, Tlg. Jefe de Operaciones de la base de TIW de Venezuela,
Sucursal Ecuador en el Km 6 ½ vía Shushufindi, “Soporte técnico en el procedimiento
de la corrida del liner convencional y el liner expandible”
JAMES BONILLA, Ing. Gerente de TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador, “ Videos
2004 HL xw HH-IB TC-002, 2005 Hydraulic Liner, Expand Clip, SN-AT Packer
Movie”
JOSÉ LÓPEZ, Tlg. Jefe del taller de la base de TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador en
el Km 6 ½ vía Shushufindi, “Soporte técnico en el procedimiento de ensamble de
liners convencionales y expandibles”
SEMINARIO COMPLETO TIW, todo el documento “Liner Convencional,
procedimiento de ensamblaje, partes y procedimiento de corrida”
VINICIO RODRÍGUEZ, Tlg. Operador de la base de TIW de Venezuela, Sucursal
Ecuador en el Km 6 ½ vía Shushufindi, “Soporte técnico en la corrida de un liner
convencional en el pozo Drago 12 este D perteneciente a Petroproducción”
ANEXOS
157
ANEXO No 1 Cálculos de los Pines Ball Seat Rotating Tool X-PAK
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
158
ANEXO No 2 Tubing Table
ANEXO No 3 Tubing Table
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador
TUBING TABLE
OD Weight WALL ID DRIFT
API NON-API
NU EUE NOM P-E
1.050 1.14 1.20 0.113 0.824 0.730
1.050 1.50 1.47 0.154 0.742 0.648
1.315 1.70 1.80 0.133 1.049 0.955
1.315 2.25 2.17 0.179 0.957 0.848
1.660 2.30 2.40 0.140 1.380 1.286
1.660 3.02 2.99 0.191 1.278 1.184
1.660 3.24 3.09 0.198 1.264 1.170
1.900 2.75 2.90 0.145 1.610 1.516
1.900 3.64 3.63 0.200 1.500 1.406
1.900 4.19 3.93 0.219 1.462 1.368
2.000 3.40 3.23 0.165 1.670 1.576
2.063 3.25 3.40 3.18 0.157 1.750 1.656
2.063 4.50 0.225 1.613
2.375 4.00 0.167 2.041 1.947
2.375 4.60 4.70 0.190 1.995 1.901
2.375 5.30 5.01 0.218 1.939 1.845
2.375 5.80 5.95 0.254 1.867 1.773
2.375 6.20 5.89 0.261 1.853 1.759
2.375 6.30 6.65 6.65 6.26 0.280 1.815 1.721
2.375 7.30 7.70 0.336 1.703 1.609
2.875 6.40 6.50 0.217 2.441 2.347
2.875 7.70 7.90 0.276 2.323 2.229
2.875 8.60 8.70 8.44 0.308 2.259 2.165
2.875 9.50 9.78 0.340 2.195 2.101
2.875 9.80 10.40 0.362 2.151 2.057
2.875 10.70 10.39 0.392 2.091 1.997
2.875 11.00 10.66 0.405 2.065 1.971
2.875 11.65 11.44 0.440 1.995 1.901
3.500 7.70 7.57 0.216 3.068 2.943
3.500 9.20 9.30 9.30 8.81 0.254 2.992 2.867
3.500 10.20 10.30 10.30 9.91 0.289 2.922 2.797
3.500 12.70 12.95 0.375 2.750 2.625
3.500 13.70 13.60 0.414 2.673 2.548
3.500 15.50 14.62 0.449 2.602 2.477
3.500 15.80 15.37 0.476 2.548 2.423
3.500 15.80 15.68 0.488 2.524 2.399
3.500 16.70 16.28 0.510 2.480 2.355
3.500 17.05 16.81 0.530 2.440 2.315
159
ANEXO No 3 Decimal Equivalents of Fractions
Decimal Equivalents of Fractions D
ec
ima
l E
qu
iva
len
ts o
f F
rac
tio
ns
1/64 = 0,0156 33/64 = 0,5156
Dec
ima
l Eq
uiv
ale
nts
of F
rac
tion
s
1/32 = 0,0313 17/32 = 0,5313
3/64 = 0,0469 35/64 = 0,5469
1/16 = 0,0625 9/16 = 0,5625
5/64 = 0,0781 37/64 = 0,5781
3/32 = 0,0938 19/32 = 0,5938
7/64 = 0,1094 39/64 = 0,6094
1/8 = 0,1250 5/8 = 0,6250
9/64 = 0,1406 41/64 = 0,6406
5/32 = 0,1563 21/32 = 0,6563
11/64 = 0,1719 43/64 = 0,6719
3/16 = 0,1875 11/16 = 0,6875
13/64 = 0,2031 45/64 = 0,7031
7/32 = 0,2188 23/32 = 0,7188
15/64 = 0,2344 47/64 = 0,7344
1/4 = 0,2500 3/4 = 0,7500
17/64 = 0,2656 49/64 = 0,7656
9/32 = 0,2813 25/32 = 0,7813
19/64 = 0,2969 51/64 = 0,7969
5/16 = 0,3125 13/16 = 0,8125
21/64 = 0,3281 53/64 = 0,8281
11/32 = 0,3438 27/32 = 0,8438
23/64 = 0,3594 55/64 = 0,8594
3/8 = 0,3750 7/8 = 0,8750
25/64 = 0,3906 57/64 = 0,8906
13/32 = 0,4063 29/32 = 0,9063
27/64 = 0,4219 59/64 = 0,9219
7/16 = 0,4375 15/16 = 0,9375
29/64 = 0,4531 61/64 = 0,9531
15/32 = 0,4688 31/32 = 0,9688
31/64 = 0,4844 63/64 = 0,9844
1/2 = 0,5000 1.0 = 1,0000
Decimal Equivalents of Fractions
Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador