Proyecto de Grado RGBF

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES

FACULTAD DE INGENIERIA

CARRERA DE INGENIERÍA PETROLERA

PROYECTO DE GRADO

ESTUDIO TECNICO ECONOMICO PARA EL USO DE LINERS

CON COLGADOR EXPANDIBLE EN LA PERFORACION DE

POZOS PETROLÍFEROS.

POSTULANTE: RAUL GONZALO BALDIVIA FARFAN

TUTOR: ING. MARCO ANTONIO MONTESINOS MONTESINOS

LA PAZ - BOLIVIA

NOVIEMBRE - 2013

DEDICATORIA

Quiero de dicar este proyecto especialmente a la memoria de mi amado padre

Leonardo Baldivia Guzmán, quien siempre me ha apoyado y alentado durante mis

estudios, y gracias a quien, hoy en día, soy lo que soy, y tengo los valores que tengo.

Sé que desde el cielo me está cuidando y guiando mí camino. Gracias papito. ¡Papito

estas con Dios!; ¡Dios! ¡Estas con mi papito!

A mi madre adorada Rebeca Farfán Esquivel quien ha sido uno de los pilares

fundamentales durante toda mi vida, la que siempre me apoyo en todo, me enseño lo

que es la humildad, la bondad con su ejemplo ya que ella tiene los sentimientos más

hermosos que se pueda encontrar en una persona, y ese amor incondicional que

solo una madre puede dar.

A mi tía Goldys, por brindarme su apoyo incondicional en todo momento ser como

una segunda mamá. A mis hermanas; Giovy y Laura, por siempre estar a mi lado y

compartir las aventuras y desventuras que viví durante esta etapa. A mi tíos Raul,

Edmundo y mi cuñado Dan por haber sido participes en la recta final de mi carrera, y

haberme apoyado en los difíciles momentos que pase. A mi abuela y a toda mi

familia, quienes siempre me alentaron y dieron su apoyo.

AGRADECIMIENTOS

A Dios, porque con el todo se puede, por la salud que me ha dado, por la familia que

tengo, y las personas maravillosas que me ha permitido conocer, y por las fuerzas

que me brindo en los momentos más difíciles de mi vida, y a pesar de eso poder

seguir por el camino correcto, y finalmente por lo que hoy espero que me permita

conseguir y en el futuro.

Eternamente agradecido a mis padres, sencillamente por todo lo que me han dado.

Al Ingeniero Marco Antonio Montesinos por brindarme la oportunidad de ser mi tutor

para este proyecto de grado.

A todos mis docentes, puesto que he aprendido muchas cosas de ellos, no

solamente su teoría, si no, sus cualidades como seres humanos.

A todos los compañeros con lo que he podido compartir en la carrera de Ingeniería

Petrolera, puesto que de ellos también he aprendido muchas cosas, y que más que

compañeros son amigos.

A mis mejores amigos:Johnny, Freddy, Jens, Lubriel, Quiroz, Fabricio, Fernando T.,

Sergiolo, José José Z., José Luis Z, Cubas, Rodrigo Serrano, Raul S., Tabe, Bebeto

y muchos más, con los que compartí, más que una amistad, una hermandad, y más

que amigos son hermanos, gracias por apoyarme en las buenas y en las malas.

A todos los amigos que me dio la vida, puesto que de cada persona se aprende algo

bueno.

A la prestigiosa Carrera de Ingeniería Petrolera , perteneciente a la Facultad de

Ingeniería, perteneciente a su vez a la Universidad Mayor de San Andrés, por

haberme dado la oportunidad de adquirir los fundamentos necesarios como para

desenvolverme ante cualquier reto dentro de la inmensa Industria Petrolera

I

INDICE DEL CONTENIDO INDICE DEL CONTENIDO ...................................................................................... I

INDICE DE TABLAS ............................................................................................ XII

ACRONIMOS ...................................................................................................... XIV

RESUMEN EJECUTIVO ..................................................................................... XVI

CAPITULO I

GENERALIDADES

1 INTRODUCCION .............................................................................. 1

1.1 ANTECEDENTES ............................................................................. 2

1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................... 2

1.2.1 IDENTIFICACION DEL PROBLEMA…………………………………….2

1.2.2 FORMULACION DEL PROBLEMA………………………………………3

1.3 OBJETIVOS Y ACCIONES……………………………………………….4

1.3.1 OBJETIVO GENERAL…………………………………………………….4

1.3.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS……………...……………………………...4

1.4 JUSTIFICACION ............................................................................... 5

1.4.1 JUSTIFICACION TECNICA………………………………………………5

1.4.2 JUSTIFICACION ECONOMICA………………………………………….5

1.5 ALCANCE…………………………………………………………………..5

1.5.1 ALCANCE TEMATICO ...................................................................... 6

1.5.2 ALCANCE GEOGRAFICO ................................................................ 6

CAPITULO II

REVESTIDORES Y LINERS

2 INTRODUCCION A LOS REVESTIDORES Y LINERS .................... 7

2.1 RAZONES PARA LA CORRIDA DE UN LINER ............................... 9

2.1.1 INFORMACION NECESARIA PARA CORRER UN LINER…………..9

2.2 TIPOS DE LINER ............................................................................ 10

2.2.1 LINER INTERMEDIO O DE PERFORACION…………………………10

2.2.2 LINER DE PRODUCCION………………………………………………11

2.2.3 LINER STUB (EXTENSION CORTA) .............................................. 12

2.2.4 LINER TIE – BACK (EXTENSION LARGA) ..................................... 12

II

2.2.5 SCAB LINER ................................................................................... 13

2.3 PROPIEDADES FISICAS DE LOS REVESTIDORES ..................... 14

2.3.1 GRADO ........................................................................................... 15

2.3.2 RANGO ........................................................................................... 16

2.3.3 PESO .............................................................................................. 17

2.3.4 DIAMETRO ..................................................................................... 17

2.3.5 CONSIDERACIONES DE CARGA .................................................. 18

2.3.5.1 Colapso ........................................................................................... 19

2.3.5.2 Estallido o Reventamiento ............................................................... 19

2.3.5.3 Tensión ........................................................................................... 20

2.3.5.4 Compresión ..................................................................................... 20

2.3.5.5 Efectos biaxiales ............................................................................. 21

CAPITULO III

COLGADORES DE LINER CONVENCIONALES

3 DEFINICION DE COLGADOR DE LINER ....................................... 22

3.1 SELECCION DE LAS PARTES DE UN LINER ............................... 22

3.1.1 COLLAR DE ASENTAMIENTO (Setting collar) ............................... 22

3.1.2 EMPAQUES DE LINER (PACKER) ................................................. 23

3.1.3 COLGADORES DE LINER.............................................................. 24

3.1.4 CLASIFICACION DE COLGADORES DE LINER

CONVENCIONALES ....................................................................... 24

3.1.4.1 Colgadores de liner mecánicos ....................................................... 24

3.1.4.1.1 Aplicaciones .................................................................................... 24

3.1.4.1.2 Características y Beneficios ............................................................ 25

3.1.4.1.3 Procedimiento de ensamblado y operación ..................................... 25

3.1.4.1.4 Colgadores mecánicos disponibles ................................................. 27

3.1.4.2 Colgadores de liner hidráulicos ....................................................... 29

3.1.4.2.1 Aplicación de un colgador de liner hidráulico (Caso específico). ..... 29

3.1.4.2.1.1 Empaque Superior de liner con adaptador integral de asentamiento30

3.1.4.2.1.1.1 Características y Beneficios…………………………………………… 30

3.1.4.2.2 Colgador de Liner Hidráulico Rotativo ............................................. 31

3.1.4.2.2.1 CaracterÍsticas y beneficios............................................................. 31

3.1.5 COLLAR DE ASENTAMIENTO ....................................................... 32

III

3.1.6 COLLAR FLOTADOR ..................................................................... 33

3.1.7 ZAPATA FLOTADORA ................................................................... 33

3.1.8 TAPONES DE LIMPIEZA ................................................................ 35

3.1.8.1 Tapón limpiador de Liner (LWP) ...................................................... 36

3.1.8.1.1 Características ................................................................................ 36

3.1.8.1.2 Beneficios ....................................................................................... 36

3.1.8.1.3 Aplicación ........................................................................................ 36

3.1.8.2 Tapón limpiador de liner sencillo con asiento de esfera (SWP) ....... 37

3.1.8.2.1 Características. ............................................................................... 37

3.1.8.2.2 Aplicación ........................................................................................ 37

3.1.8.2.3 Beneficios. ...................................................................................... 38

3.1.9 DARDOS DE TUBERIS DE PERFORACION .................................. 38

3.1.9.1 Tapón limpiador de tubería de perforación. ..................................... 39


3.1.9.1.2 Beneficios ....................................................................................... 39

3.1.9.1.3 Aplicación ........................................................................................ 39

3.1.10 OBTURADORES ............................................................................ 40

3.1.11 HERRAMIENTA DE ASENTAMIENTO ........................................... 41

3.1.11.1 Casquete flotante anti escombros (FJB).......................................... 41


3.1.11.1.2 Beneficios ....................................................................................... 42

3.1.11.1.3 Aplicación. ....................................................................................... 42

3.1.11.2 Activador de empacaduras de tope de Liner (RPA) ......................... 42


3.1.11.2.2 Beneficios ....................................................................................... 43

3.1.11.2.3 Aplicación ........................................................................................ 43

3.1.11.3 Herramienta de corrida R con seguro hidráulico.............................. 44


3.1.11.3.2 Beneficios ....................................................................................... 45

3.1.11.3.3 Aplicación ........................................................................................ 45

3.1.11.4 Herramienta de corrida HNG de liberación hidráulica. ..................... 45


3.1.11.4.2 Beneficios. ...................................................................................... 46

3.1.11.4.3 Aplicación. ....................................................................................... 46

3.1.11.5 Herramienta de corrida S ................................................................ 46


IV

3.1.11.5.2 Beneficios. ...................................................................................... 46

3.1.11.5.3 Aplicación. ....................................................................................... 47

3.1.11.6 Herramienta de corrida SSD ........................................................... 47


3.1.11.6.2 Beneficios. ...................................................................................... 48

3.1.11.6.3 Aplicación. ....................................................................................... 48

3.1.11.7 Herramienta de corrida SD .............................................................. 48


3.1.11.7.2 Beneficios. ...................................................................................... 49

3.1.11.7.3 Aplicación. ....................................................................................... 49

3.1.11.8 Certificación de herramientas .......................................................... 49

3.1.11.9 Pruebas Hidrostática ....................................................................... 50

CAPITULO IV

REVESTIDORES CON COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES

4 INTRODUCCION ............................................................................ 51

4.1 COLGADORES DE LINER COMO OPCIÓN OPERATIVA.............. 52

4.2 CARACTERISTICAS DEL COLGADOR DE LINER EXPANDIBLE . 53

4.3 TECNOLOGIA TUBULAR EXPANDIBLE ........................................ 53

4.4 PROCESO DE EXPANSION ........................................................... 54

4.4.1 TRABAJO EN FRIO ........................................................................ 56

4.4.1.1 Deformación elástica y plástica. ...................................................... 57

4.4.2 CONEXIONES EXPANDIBLES. ...................................................... 59

4.4.2.1 Perfil de las conexiones expandibles ............................................... 59

4.4.2.2 Integridad mecánica. ....................................................................... 60

4.5 SISTEMA DE COLGADOR DE LINER EXPANDIBLE ..................... 63

4.5.1 EQUIPOS. ....................................................................................... 64

4.5.1.1 Unidad Tie Back Pulished Bore Receptacule .................................. 65

4.5.1.1.1 Unidad de sello Tie back. ................................................................ 65

4.5.1.1.1.1 Características ................................................................................ 66

4.5.1.2 Cuerpo del colgador de liner expandible. ........................................ 66

4.5.1.2.1 Resumen de metalurgia .................................................................. 68

4.5.1.2.1.1 Servicio estándar ............................................................................ 68

4.5.1.2.1.2 Servicio de CO2 ............................................................................... 68

4.5.1.2.1.3 Servicio de H2S ............................................................................... 68

V

4.5.1.2.2 Sistema de alto torque. ................................................................... 68

4.5.1.2.3 Beneficios ....................................................................................... 69

4.5.1.3 Camisa de asentamiento ................................................................. 69

4.5.1.4 Adaptador de liner (Cross Over) ...................................................... 70

4.5.2 HERRAMIENTAS DE ASENTAMIENTO DE ELH ........................... 70

4.5.2.1 Primera generación: Herramienta de asentamiento con bola. ......... 70

4.5.2.1.1 Características destacables de la herramienta de asentamiento. .... 71

4.5.2.1.1.1 Válvula Crossover. .......................................................................... 71

4.5.2.1.1.2 Ensamble del cono de Expansion. .................................................. 71

4.5.2.1.1.3 Ensamble Del Collet ........................................................................ 72

4.5.2.2 Primera generación: Modificación de la Válvula Flapper. ................ 73

4.5.2.2.1 Ensamble de la Válvula Flapper. ..................................................... 73

4.5.2.3 Diseño de Contingencias. ............................................................... 73

4.5.2.4 Segunda Generación: Herramienta de Asentamiento del ELH. ....... 74

4.5.2.4.1 Flapper. ........................................................................................... 74

4.5.2.5 Tercera Generación: Herramienta de Asentamiento del ELH .......... 75

4.5.2.5.1 Herramienta de alto torque. ............................................................. 75

4.5.2.5.2 AsentamientoPrimariodel Flapper. .................................................. 75

4.5.2.5.3 AsentamientoSecundariodel Flapper. .............................................. 76

4.5.2.6 Liberación de contingencia (Sin pines de Corte). ............................ 76

4.5.3 SECUENCIA OPERATIVA GENERAL. ........................................... 77

4.5.4 VENTAJAS Y BENEFICIOS DEL COLGADOR DE LINER

EXPANDIBLE.................................................................................. 79

4.5.5 CONSIDERACIONES DE DISEÑO DE SISTEMAS DE ELH .......... 79

4.5.6 ESPECIFICACIONES DEL SISTEMA ............................................. 79

4.5.7 CALIFICACION DEL SISTEMA ....................................................... 80

CAPITULO V

APLICABILIDAD DEL SISTEMA DE COLGADOR DE LINER EXPANDIBLE ELH

EN EL POZO PNW – 5D

5 INTRODUCCION ............................................................................ 81

5.1 INFORMACION DEL POZO PNW - 5D ........................................... 81

5.1.1 Objetivos Proyecto Perforación Pozo PNW-5D ............................... 82

5.1.1.1 Objetivos estratégicos ..................................................................... 82

VI

5.1.1.2 Objetivos Técnicos .......................................................................... 82

5.1.1.3 Objetivos Operacionales ................................................................. 82

5.1.2 DIAGRAMA DEL POZO .................................................................. 83

5.1.3 DATOS BASICOS DEL POZO ........................................................ 84

5.1.4 PROGNOSIS GEOLOGICA ............................................................ 84

5.1.5 INTERVALO IV: AGUJERO 8 1/2" .................................................... 84

5.1.5.1 INFORMACIÓN GENERAL ............................................................. 84

5.1.5.2 Objetivos ......................................................................................... 85

5.1.5.3 Desafíos .......................................................................................... 85

5.1.5.4 Corrida y cementación de liner ........................................................ 85

5.1.5.4.1 Diseño y selección de liner .............................................................. 85

5.1.5.4.2 Cementación de liner de producción 7”. .......................................... 89

5.1.5.4.2.1 Líneas guía de cementación liner 7”. .............................................. 89

5.1.5.4.2.1.1 Objetivo………………………………………………………………….. . 89

5.1.5.4.2.1.2 Requerimiento de contingencia……………………………………….. 90

5.1.5.4.2.1.3 Parámetros de diseño…………………………………………………. . 90

5.1.5.4.2.2 Observaciones técnicas .................................................................. 91

5.1.5.4.3 Consideraciones a tomar ................................................................ 91

5.1.5.4.3.1 Cálculos de volúmenes de cementación ......................................... 92

5.1.5.4.3.2 Dimensionamiento del liner y el cuerpo del colgador de liner. ......... 94

5.1.5.4.4 Programa de corrida y cementación de liner 7” ............................... 94

5.1.5.4.4.1 Procedimiento de corrida ................................................................ 94

5.1.5.4.4.1.1 Actividades Pre-Trabajo……………………………………………….. . 94

5.1.5.4.4.1.2 Proceso de instalación…………………………………………………. 95

5.1.5.4.4.1.3 Contingencias ………………………………………………………….. . 99

5.1.5.4.4.1.4 Probando el colgador de liner expandible…………………………… 101

5.1.5.4.5 Resultados .................................................................................... 102

CAPITULO VI

ANALISIS TECNICO ECONOMICO COMPARATIVO ENTRE SISTEMAS DE

COLGADORES DE LINER CONVENCIONALES Y SISTEMAS DE

COLGADORES EXPANDIBLES

6 INTRODUCCION .......................................................................... 103

VII

6.1 COMPARACION TÉCNICA ENTRE SISTEMAS DE COLGADORES

DE LINER CONVENCIONALES Y COLGADORES DE LINER

EXPANDIBLES. ............................................................................ 103

6.1.1 ROTACION DURANTE LA CORRIDA Y LA CEMENTACION ....... 103

6.1.2 TORQUE Y PESO LÍMITE ............................................................ 104

6.1.3 CAPACIDAD DE CARGA .............................................................. 104

6.1.4 AREA DE FLUJO .......................................................................... 104

6.1.5 INTEGRIDAD DEL SISTEMA ........................................................ 105

6.1.6 REDUCCION DE COSTOS FUTUROS......................................... 105

6.1.6.1 Problemas potenciales en el uso de colgadores de liner

convencionales ............................................................................. 105

6.1.6.1.1 Liner no llega a fondo de pozo. ..................................................... 106

6.1.6.1.2 Asentamiento prematuro del colgador durante la corrida .............. 106

6.1.6.1.3 Problemas con la liberación del Setting tool .................................. 106

6.1.6.1.4 Insuficiente peso para asentar el packer ....................................... 106

6.1.6.1.5 Fuga en los sellos ......................................................................... 106

6.1.6.1.6 Desasentamiento del colgador ...................................................... 106

6.1.6.1.7 Empaquetadura no mantiene presión ............................................ 109

6.1.6.1.8 Partes móviles y sello totalmente expuestos. ................................ 109

6.2 ANALISIS ECONOMICO COMPARATIVO ENTRE SISTEMAS DE

COLGADORES DE LINERCONVENCIONALES Y COLGADORES

DE LINER EXPANDIBLES. ........................................................... 109

6.2.1 COSTOS POR PRODUCTO. ........................................................ 109

6.2.2 COSTO POR SERVICIO ............................................................... 111

6.2.3 AHORRO DE TIEMPO BASADO EN NUESTRO POZO DE

APLICACION PNW-5D ................................................................. 111

6.2.4 COSTO POR FALLAS Y REPARACION DE COLGADORES

CONVENCIONALES. .................................................................... 113

CAPITULOVII ..................................................................................................... 114

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES...................................................... 114

7.1 CONCLUSIONES ........................................................................................ 114

7.2 RECOMENDACIONES ................................................................................ 115

BIBLIOGRAFIA .................................................................................................. 117

VIII

GLOSARIO DE TERMINOS ............................................................................... 118

ANEXOS……………… ....................................................................................... 121

IX

INDICE DE FIGURAS Figura 2.1: Descripción gráfica de tuberías de revestimiento. ................................ 7

Figura 2.2: Descripción gráfica de un Liner: ........................................................... 8

Figura 2.3: Liner de perforación ........................................................................... 10

Figura 2.4: Liner de producción ............................................................................ 11

Figura 2.5: Stub Liner (Extension corta) ............................................................... 12

Figura 2.6: Liner Tie-Back (Extensión Larga) ....................................................... 13

Figura 2.7: Scab Liner .......................................................................................... 14

Figura 2.8: Diámetros considerados en una tubería ............................................. 17

Figura 2.9: Medición de Drift ................................................................................ 18

Figura 2.10: Presiones de Colapso y Estallido ..................................................... 19

Figura 2.11: Cargas Axiales y Punto Neutro ........................................................ 20

Figura 3.1: Setting collar tipo LG .......................................................................... 23

Figura 3.2: Liner Packer tipo L ............................................................................. 23

Figura 3.3: Colgador "J" ....................................................................................... 27

Figura 3.4: Colgador "EPJ" .................................................................................. 27

Figura 3.5: Colgador EJ-IB ................................................................................... 28

Figura 3.6: Colgador EJ-IB-TC ............................................................................. 28

Figura 3.7: empaque superior de Liner con Adaptador Integral de Asentamiento 30

Figura 3.8: Colgador de Liner Hidraulico Rotativo. ............................................... 31

Figura 3.9: Collar de asentamiento tipo "L" .......................................................... 32

Figura 3.10: Collar de asentamiento tipo "HS-SR" ............................................... 32

Figura 3.11: Collar flotador tipo "L" ....................................................................... 33

Figura 3.12: Collar Flotador tipo "CL" ................................................................... 33

Figura 3.13: Zapata flotadora tipo LS-2 ................................................................ 34

Figura 3.14: Zapata doble valvula flotadora tipo 226 con orificios laterales .......... 34

Figura 3.15: Función del Tapón limpiador ............................................................ 35

Figura 3.17: Tapón Limpiador de Liner ................................................................ 36

Figura 3.18: Tapón Limpiador Individual con asiento de esfera (SWP) ................ 37

Figura 3.20: Alojamiento del dardo de tubería de perforación. ............................. 38

Figura 3.21: Dardo de tuberia de Perforacion (PDP). ........................................... 39

X

Figura 3.22: ensamble de unidad de sello ............................................................ 40

Figura 3.23: Obturador Perforable (DPOB) .......................................................... 40

Figura3.24: ObturadorRecuperable ...................................................................... 41

Figura 3.25: Casquete flotante anti escombros. ................................................... 42

Figura 3.26: Activador de empacadura de tope de liner (RPA). ............................ 43

Figura 3.27: herramienta de corrida R .................................................................. 44

Figura 3.28: Herramienta de corrida HNG ............................................................ 45

Figura 3.29: Herramienta de corrida S ................................................................. 47

Figura 3.30: Herramienta de corrida SDD. ........................................................... 48

Figura 3.31: Herramienta de corrida SD. .............................................................. 49

Figura 3.32: Imagen de una cartilla de prueba hidrostática realizada. .................. 50

Figura 3.33: Prueba de presión para calificación de equipos. .............................. 50

Figura 4.1: sistemas de expansión tubular. .......................................................... 54

Figura 4.2: Junta Roscada Expandible. ................................................................ 55

Figura 4.3: Mandril o cono de expansión. ............................................................. 55

Figura 4.4: Presión hidraulica transmitida al mandril de expansión. ..................... 56

Figura 4.5: Proceso de deformación del acero. .................................................... 57

Figura 4.6: Grafico Stress vs Strain ...................................................................... 57

Figura 4.7: Deformación del metal. ...................................................................... 58

Figura 4.8: Ensayos de laboratorio en juntas de tubulares expandidos. ............... 61

Figura 4.9: Colgador de liner expandible VersaFlex. ............................................ 64

Figura 4.10: Tie Back PBR ................................................................................... 65

Figura 4.11: Unidad de Sello Tie Back ................................................................. 66

Figura 4.12: Sistema de colgador de Liner VersaFlex .......................................... 66

Figura 4.13: Esquema de vista en sección de colgador de liner expandible. ........ 67

Figura 4.14: Camisa de asentamiento .................................................................. 69

Figura 4.15: Adaptador de Liner (XO). ................................................................. 70

Figura 4.16: Herramienta de Asentamiento con bola............................................ 70

Figura 4.17: Corte seccional a través de la válvula de asentamiento y válvula

Crossover. ........................................................................................................... 71

Figura 4.18: Corte transversal del cono de expansión.......................................... 72

XI

Figura 4.19: Corte transversal del ensamble del collet. ........................................ 72

Figura 4.20: Modificación de la Válvula Flapper. .................................................. 73

Figura 4.21: Asentamiento de peso de contingencia. ........................................... 73

Figura 4.22: Herramienta de Asentamiento de un colgador de liner de Segunda

Generación. ......................................................................................................... 74

Figura 4.23: Sección del Mandril d una Herramienta de Alto Torque .................... 75

Figura 4.24: Asentamiento Primario del Flapper. ................................................. 75

Figura 4.25: Asentamiento Secundario del Flapper. ............................................. 76

Figura 4.26: Corrida de liner y desplazamiento de cemento ................................. 77

Figura 4.27: Expansión del colgador de liner y liberación del setting tool. ............ 78

Figura 5.1: Diagrama del pozo PNW-5D .............................................................. 83

Figura 5.2 Esquema del pozo para cálculos de volúmenes. ................................. 91

Figura 6.1: Área de flujo del liner expandible. .................................................... 104

Figura 6.2Área de flujo para colgadores convencionales ................................... 105

XII

INDICE DE TABLAS Tabla 2.1: Grados API y Resistencias a la Tensión .............................................. 15

Tabla 2.2: Rango de longitudes API ..................................................................... 16

Tabla 2.3: Cambios cualitativos por efectos biaxiales .......................................... 21

Tabla 4.1: Colapso en las roscas expandidas. ..................................................... 62

Tabla 4.2: Presión de reventamiento en las roscas expandidas. .......................... 62

Tabla 4.3: Tensión de falla en las roscas. ............................................................ 62

Tabla 4.4: Propiedades de los tubulares de prueba antes y post expansión. ....... 63

Tabla 4.5: Capacidad de torque para colgadores de liner expandibles. ............... 69

Tabla 5.1: Información básica del pozo PNW-5D ................................................. 84

Tabla 5.2: Prognosis geológica de las formaciones a atravesar. .......................... 84

Tabla 5.3: Resumen de programa de tuberías para PNW-5D .............................. 87

Tabla 5.4: Propiedades del Liner seleccionado de 7" ........................................... 89

Tabla 5.5: Propiedades del cemento a utilizar. ..................................................... 90

Tabla 5.6: Arreglo de liner 7" y arreglo herramientas de corrida line 7" ................ 94

Tabla 5.7: Valores de torque para el crossover 7 5/8" New Vam .......................... 96

Tabla 6.1. Matriz de problemas comunes en colgadores convencionales y

soluciones dada por colgadores expandibles ..................................................... 107

Tabla 6.2Matriz de problemas comunes en colgadores convencionales y

soluciones dada por colgadores expandibles (Continuacion) ............................. 108

Tabla 6.3 Costo por producto para colgadores de liner ...................................... 110

Tabla 6.4 Costo por servicio de un colgador de liner expandible ....................... 111

Tabla 6.5 Ahorro de tiempo entre un colgador expansible y un colgador

convencional. ..................................................................................................... 112

Tabla 6.6: Costo por fallas de colgadores convencionales ................................. 113

XIII

INDICE DE ANEXOS. Anexo 1. Accesorios de cuerpo del colgador de liner. .................................... 122

Anexo 2. Herramienta de asentamiento de colgador de liner expandible VersaFlex. ....................................................................................... 123

Anexo 3. Tabla de distintos tamaños de colgadores de liner con propiedades. ........................................................................................................ 124

Anexo 4. Rangos de torque para distintos tamaños de colgadores de liner expandibles. .................................................................................... 125

Anexo 5. Pruebas realizadas viaje en pozo abierto del liner con sistema VersaFlex. ....................................................................................... 126

Anexo 6. Tipos de herramientas de asentamiento........................................ 127

XIV

ACRONIMOS

API American Petrolium Institute

Ar Arenisca

BHA Bottom Hole Assembly

BHCT Bottom Hole Circulating temperatura

BHST Bottom Hole Static Temperature

ELH Expandible Liner Hanger

Ft feet

Hr hora

ID Diámetro Interno

Lb libras

LWP Liner Wiper Plug

M metro

MD Measured Depth

MF Motor de Fondo

Min minuto

Ml mililitro

MMPCD Millones de Pies Cubicos Día

MWD Measure While Drilling

XV

oC Grados centígrados

OD Diametro Externo

oF Grados Farenheit

PBR Pulished Bore Receptacule

PPG Pound Per Gallon

PSI Pound Square inch

SPE Society of Petrolium Engeneering

TBR Tie Back Receptacule

TIW Texas Iron Works

TVD True Vertical Depth

WTF Weatherford

XVI

RESUMEN EJECUTIVO

El presente trabajo tiene como objetivo principal determinar mediante un análisis

comparativo entre la corrida de liner con sistemas de colgadores de liner

convencionales (mecánicos e hidráulicas) y sistemas de colgadores de liner

expandibles, las ventajas de los sistemas de liner expandibles respecto de los

convencionales.

Se detallan los objetivos a alcanzar, justificación económica y técnica a desarrollar

y los diferentes alcances. Haremos un desarrollo de la justificación de la aplicación

de liners en perforación de pozos, así como la clasificación de liner que se tiene en

la industria petrolera y las propiedades de las tuberías de revestimiento y

consideraciones a tener en su diseño.

Se desarrolla toda la información referente a colgadores de liner convencionales,

partes y equipos, además de procedimientos convencionales que se tienen para

su aplicación en pozo; pero principalmente, nos centraremos a desarrollar toda la

teoría relacionada con colgadores de liner expandibles, tanto en los conceptos

básicos de expansión, como en los equipos y herramientas con las que cuenta

esta tecnología. También haremos hincapié en la mecánica de la herramienta,

secuencia general de operación y de esta manera mostrar algunas ventajas que

tiene este tipo de colgador respecto de los colgadores convencionales.

Después de desarrollar toda la teoría relacionada a los sistemas de colgadores de

liner expandible, se tiene un campo de aplicación a un pozo: PNW - 5D,

PalometillasNorOeste 5 Direccional, con las dimensiones del pozo especificadas

haremos un dimensionamiento del liner en función a nuestro colgador de liner, así

como la secuencia operativa específica para nuestro pozo, describiendo los

resultados obtenidos.

Realizando un análisis técnico económico, puntualizamos las ventajas técnicas

que tiene el sistema de colgadores de liner expandible y atributos que evitan

tiempos no operativos, en comparacion con los problemas que acarrea la

instalacion de los sistemas de colgadores de liner convencionales, así como los

costos que implican estos problemas, durante las operaciones de corrida y

cementación de liner. De esta manera, se concluye que los sistemas de

colgadores de liner expandibles tienen muchas ventajas tecnicas y economicas,

con respecto de los sistemas de liner convencionales; pues, pese a ser una

tecnologia mas costosa, implica menor tiempo operacional y menores problemas y

costos por remediaciones, como es el caso de los sistemas convencionales.

1

CAPITULO I

GENERALIDADES

1 INTRODUCCION

Las operaciones de perforación tienen como objetivo perforar un pozo de petróleo

o gas de la manera más rápida y segura hasta alcanzar la formación, realizándola

por etapas. Para proteger el pozo de derrumbes, filtraciones o cualquier otro

problema propio de la perforación, se pegan a las paredes del pozo, por etapas,

tuberías de revestimiento con un cemento especial que se inyecta a través de la

misma tubería y se desplaza en ascenso por el espacio anular donde se solidifica,

de tal manera que el tamaño del pozo en la parte superior es ancho y en las partes

inferiores cada vez más angosto, donde se espera encontrar hidrocarburos

líquidos o gaseosos, poniendo así en contacto la formación hidrocarburifera con

las instalaciones de superficie; permitiendo obtener los hidrocarburos que el

yacimiento pudiera contener9.

Es así como hoy en día, se tienen nuevos retos en la tecnología de perforación y

completamiento, las cuales le dan paso al desarrollo de nuevas herramientas y

equipos capaces de optimizar estos procesos, pues todo lo que inicialmente se

consideraba como una técnica correspondiente solo a investigación, ahora es un

instrumento valioso capaz de obtener un costo/beneficio.

Dentro de este conjunto de condiciones se encuentran los colgadores de liner

expandibles, motivo de estudio del presente trabajo, los cuales con su nueva e

innovadora tecnología buscan básicamente reducir las fallas asociadas con las

instalaciones de liner en pozos, ya sean verticales o desviados, y de esta manera

optimizar procesos en rentabilidad y ejecución.

Por tanto, este trabajo busca realizar un estudio aplicado de este tipo de

colgadores de liner, analizando sus características principales, aplicaciones

específicas, y su comportamiento durante la instalación y cementación, incluyendo

ventajas y posibles inconvenientes que pudiesen presentar durante su uso ante

otros colgadores de liner.

9Halliburton Company, Technical Marketing Document, VersaFlex® liner systems.

2

1.1 ANTECEDENTES

La tecnología de perforación y cementación de pozos 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 oF deben ser siempre considerados críticos. Pocos de

estos pozos se completan de manera rutinaria.

Uno de los problemas históricamente más comunes en el completamiento de

pozos, ha sido siempre las fallas asociadas al tope del liner, las cuales surgen

generalmente por infructuosa instalación de este mismo. Es fue corroborado

inicialmente, en un estudio que se desarrolló en el golfo de México en 1999, el

cual identificó serios problemas asociados con la parte superior del liner a

consecuencia del survey (medida de desviación del pozo), arrojando como fallas

principales la integridad del tope liner, fallas en asentamiento de asentamiento de

empaque, obligando en estos casos de falla, a someter a este tramo del pozo, a

cementaciones forzadas y otros métodos.

El uso de herramientas para colgar liner ha tenido varias décadas de estudio y

cuenta cada vez más con el desarrollo de nuevos materiales que favorecen la

elaboración de estas piezas. Algunos de estos materiales son los aceros

expandibles y los elastómeros, los cuales pueden ser fácilmente moldeados y son

parte fundamental de los colgadores de liner expandible, tema de estudio en el

presente proyecto.

1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.2.1 IDENTIFICACION DEL PROBLEMA

Un problema común en la industria, es el índice de fallas en los liners. La boca del

liner o la corrida del liner resultan fallidas debido a una variedad de razones

incluyendo:

La integridad del cemento en la boca del liner.

Anclaje prematuro del colgador.

Falla en alcanzar la profundidad deseada.

Fallas de la herramienta.

Las tecnologías convencionales incluyen:

3

Cuñas.

Canales de flujo tortuosos.

Puertos hidráulicos expuestos.

Trayectorias múltiples de fugas.

Fugas en los sellos.

Empaquetadura no mantiene presión.

Colgador no asienta.

Liner no llega al fondo.

La solución de estas fallas consume gran cantidad de tiempo (Tiempo No

Productivo), y acarrea un alto impacto económico que puede incluir la pérdida del

pozo.

1.2.2 FORMULACION DEL PROBLEMA4

Una de las causas principales para los problemas en el tope de liner, es decir con

el colgador de liner, es la integridad y hermeticidad fallida en este después de la

cementación, provocando comunicación entre las formaciones a ser aisladas, y/o

posibles fugas de gas. Todo esto a causa del uso de los colgadores de liners

convencionales. Algunas de las causas de los problemas en la corrida,

asentamiento y cementación de los liners son los siguientes:

Geometría irregular.

Presencia de sólidos en el pozo.

Velocidad de entrada del liner al pozo muy rápida.

Cuñas trancadas o armado incorrecto.

Finos decantados en el espacio anular.

Ensamblaje deficiente

4Halliburton Company, Completions Technologies, ELH VersaFlex® Presentation, 2007.

4

Colgador se desasienta al liberar setting tool.

Algunas de las soluciones que aporta el sistema de liner expandible son los

siguientes:

Alta resistencia a la rotación para pasar obstrucciones.

No posibilidad de asentamiento prematuro debido a su simplicidad.

No tiene cuñas, no existe la posibilidad de que no asiente el colgador.

No pasa la prueba de presión si no está ensamblado correctamente.

Los sellos están localizados en el tope del colgador, no tiene problemas.

para liberar Setting tool.

En el presente documento se dará a conocer de manera resumida, las cualidades

técnicas que tienen los colgadores de liner expandibles respecto de los colgadores

de liner convencionales.

1.3 OBJETIVOS Y ACCIONES

1.3.1 OBJETIVO GENERAL

Realizar un estudio técnico – económico que demuestre el conveniente uso de los

colgadores de liner expandibles en la perforación de pozos de petróleo y/o gas. La

aplicación de esta herramienta se realizara en el pozo PNW-5D (PalometillaNort

West 5 Direccional) así como el diseño del programa de operaciones referidas a la

corrida y asentamiento de dicha herramienta.

1.3.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS

Realizar las consideraciones generales y los conceptos fundamentales

acerca del uso de los sistemas de liner.

Realizar un estudio acerca de los sistemas de liner convencionales y

sistemas de liner expandibles.

Determinar las ventajas y desventajas acerca del sistema de liner

expandible.

Realizar un análisis técnico detallado del funcionamiento del sistema de

liner expandible.

Realizar un programa de corrida, asentamiento y cementación de un

sistema de liner expandible, aplicado al pozo PNW -5D, Bloque

Palometillas, departamento de Santa Cruz de La Sierra, Bolivia.

5

Demostrar mediante el anterior punto, las facilidades otorgadas por el

sistema de liner expandible.

1.4 JUSTIFICACION

1.4.1 JUSTIFICACION TECNICA

El desarrollo de la Industria Petrolera, en todo momento va a la par de la innovación tecnológica. En muchos países y regiones, se desconoce de las bondades como ventajas y beneficios de estas tecnologías, optando por métodos tradicionales. Las operaciones petroleras van de la mano con la tecnología, se esta se traduce en la reducción de tiempos operativos, optimización de ingresos y seguridad, previniéndose de esta manera tiempos no productivos ocasionados por fallas mecánicas de las herramientas y equipos.

Bajo este argumento, en el presente Proyecto de grado se opta por la implementación de colgadores de liner expandibles en lugar de los colgadores de liner convencionales (mecánicos e hidráulicos), toda vez que dichos colgadores de liner expandibles ofrecen grandes ventajas como ser; la reducción en de costos de tubería de producción, aislando zonas de perdida, intervalos de bajas 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, reduciendo el peso soportado en el cabezal de producción, a la vez evita el dejar en el espacio 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 etapa no pueden hacerlo, además da la opción y la flexibilidad de utilizar mayores diámetros en la tubería de producción.

1.4.2 JUSTIFICACION ECONOMICA

El análisis de asentamientos de colgadores de liner expandibles y las

recomendaciones permitiría lograr importantes reducciones de tiempos operativos

y costos en los proyectos de perforación, así como prevenir problemas que

puedan causar operaciones especiales, dando como resultado esto último

“tiempos no productivo”, incrementando el costo de la perforación.

1.5 ALCANCE

El presente proyecto de grado, tiene el objetivo de mostrar las cualidades técnicas

del colgador de liner expandible respecto de los colgadores de liner

convencionales, analizando los problemas frecuentes causados por el uso de

colgadores de liner convencionales y las soluciones ofrecidas por el colgador de

liner expandible, así como el costo/beneficio que esto implica en la parte

económica de la perforación.

6

1.5.1 ALCANCE TEMATICO

Siguiendo la línea de los objetivos específicos, el alcance temático consiste en la

investigación detallada de todo lo referente a los colgadores de liner expandibles,

así como también referirse a los otros tipos de liners convencionales. Además se

buscara realizar un programa de procedimientos de corrida, cementación y

asentamiento de colgadores de liner expandibles, finalmente mostrando el

costo/beneficio que implica el uso de esta herramienta en la perforación en lo que

concierne al costo global de la perforación.

1.5.2 ALCANCE GEOGRAFICO23

El colgador de liner expandible idealmente se aplicara al pozo PNW – 5D

(PalometasNort West 5 Direccional), ubicado en el departamento de Santa Cruz.

Los datos de localización y empresa operadora son los siguientes:

Departamento : Santa Cruz, Bolivia.

Campo : Palometas

Bloque : Palometas NW

Pozo : PNW-5D

Operador : YPFB CHACO S.A.

Coordenadas Superfície : : X: 436.438.84 m E

: Y: 8'123.322.99 m N

Elevación : Zt: 220.96 m

: Asr: 6.5 m

: Zr: 227.46 m

23

YPFB CHACO S.A. Programa de perforación PNW-5D, Abril 1012.

7

CAPITULO II

REVESTIDORES Y LINERS

2 INTRODUCCION A LOS REVESTIDORES Y LINERS 22

Figura 2.1: Descripción gráfica de tuberías de revestimiento.

Fuente: Elaboración Propia

Durante la planificación de la perforación de un pozo de petróleo o gas, el

programa de revestidores y la cementación de estos son, probablemente, los

puntos más importantes a considerar a fin de garantizar la integridad del hoyo

durante las operaciones y, posteriormente, en las actividades de completación del

pozo durante su vida productiva (Véase Figura 2.1). Es así como se entiende que

una producción exitosa de un pozo depende en buena parte, de un desempeño

22

World Oil, The composite Catalog of oilfield equipment & service

8

adecuado de los revestidores; estos, en forma conjunta con el cemento, pueden

desempeñar una o varias de las siguientes funciones:

Facilitar la instalación de los equipos de superficie y de producción.

Prevenir la contaminación de agua fresca o cualquier otro tipo de fluido de

formación en la parte superior del pozo.

Prevenir el derrumbe de las paredes del pozo

Aislar intervalos geológicos que presenten problemas para un eficiente

avance en la perforación.

Evitar la contaminación de las zonas productivas con fluidos ajenos a esa

zona.

Suministrar control de presión.

Confinar la producción al pozo.

El aislamiento zonal es una actividad que se lleva a cabo cuando se presentan

problemas de inestabilidad en una sección determinada del pozo durante la

perforación. Para ello se coloca un revestidor colgante, o camisa que aislé la zona

problemática y mantenga la integridad del pozo, para así lograr no solamente un

avance efectivo y seguro de la perforación, sino también un sello que garantice la

integridad del pozo durante su vida productiva y no tener problemas durante dicho

periodo anteriormente mencionado. A medida que la profundidad de la zona

problemática es mayor, aumenta el riesgo de que esta operación pueda fallar.

Figura 2.2: Descripción gráfica de un Liner:

Fuente: Elaboración Propia

9

El liner es una sarta de tubería, la cual cumple todas las funciones de un

revestimiento, con la particular característica de que el tope o extremo superior

está localizado bajo la superficie. Y el cual se cuelga del interior del revestimiento

anteriormente instalado a una longitud prudencial por encima del zapato del

revestimiento (Ver Gráfico 2.1), por medio de un equipo llamado colgador de liner

(Liner Hanger)

El liner generalmente se corre en el pozo con la sarta de trabajo (tubería de

perforación) existente en la locación hasta la profundidad requerida, se asienta el

colgador y se cementa el liner o tubería de revestimiento corta.

La velocidad del liner debe ser controlada, para prevenir altas presiones que

pueda incrementar la presión en contra de la formación a tal punto de inducir

pérdidas de circulación o provocar fracturas.

2.1 RAZONES PARA LA CORRIDA DE UN LINER

Las razones por las cuales se corren liners en un pozo son las siguientes:

Reduce costos en tubería.

Asila zonas de pérdida, o intervalos de bajas 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 la cementación de manera convencional.

Reduce el peso soportado en el cabezal de producción.

Evita dejar el 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 las

herramientas de doble etapa no pueden hacerlo.

Da la opción y la flexibilidad de utilizar mayores diámetros en la tubería de

producción.

2.1.1 INFORMACION NECESARIA PARA CORRER UN LINER

Diámetros, Pesos, Grado de Acero y profundidad del casing.

Diámetros, Pesos, Grado de Acero, Tipo de rosca y profundidades del

Liner.

Temperatura del pozo a la profundidad del Liner.

Tipo de Lodo.

Tipo de competición.

10

Tamaño, Condición y desviación del pozo.

2.2 TIPOS DE LINER

A continuación se mencionaran los siguientes tipos de liner o tuberías de

revestimiento cortas con las que se cuenta en la industria petrolera, con su

respectiva definición y función.

2.2.1 LINER INTERMEDIO O DE PERFORACION

Un liner de perforaciónpermite profundizar más dichas operaciones de perforación,

aislando zonas de perdida de circulación, intervalos altamente presurizados, zonas

plásticas o zonas de derrumbe. 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.

Figura 2.3: Liner de perforación

Fuente: World Oil, The composite Catalog of oilfield equipment & service

11

2.2.2 LINER DE PRODUCCION

Son usados para colgar revestimientos de producción. Dependiendo de la

configuración del pozo y de cualquier requerimiento de estimulación o

completacion, estos liners probablemente estarán expuestos a mayores cargas

durante periodos de tiempo más largos que cualquier otro tipo de liner.

Los liner de producción deberán ser compatibles con los equipos de terminación

tales como empaquetaduras de completacion. Deben ser capaces de soportar

cargas adicionales como resultado de operaciones de completacion (terminación)

y mejoramiento de producción (trabajos de fracturamiento). Estos también deben

ser compatibles con todos los fluidos y gases a los que van a estar expuestos,

incluyendo fluidos de matado, ácidos, Sulfuro de Hidrogeno (H2S) y Dióxido de

Carbono (CO2).

Figura 2.4: Liner de producción


12

2.2.3 LINER STUB (EXTENSION CORTA)

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

presion. Se extiende desde el tope del liner a un punto intemedio del Casing.

Generalmente de 100 a 500 pies de longitud.

Figura 2.5: Stub Liner (Extension corta)


2.2.4 LINER TIE – BACK (EXTENSION LARGA)

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

13

presión. Puede ser utilizado en cementaciones de dos etapas en caso de ser

requerido. Consiste en un dispositivo que permite proporcionar una prolongación

hasta la superficie del “liner” de producción, ya que permite la conexión del

colgador de la misma con una sarta de revestimiento del mismo diámetro, la cual

se extiende hasta la superficie, como se muestra en la figura:

Figura 2.6: Liner Tie-Back (Extensión Larga)


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.

14

Figura 2.7: Scab Liner


2.3 PROPIEDADES FISICAS DE LOS REVESTIDORES17

Entre las diversas especificaciones que deben cumplir los tubulares empleados

como revestidores se encuentran las propiedades físicas. Estas propiedades

definen las condiciones bajo las cuales puede operar un determinado revestidor, y

deben ser consideradas antes de seleccionar la tubería que se va a emplear. Las

propiedades físicas contemplan el grado, resistencia a las presión, rango, peso y

diámetro.

17

Texas Iron Works, propiedades físicas de tubulares

15

2.3.1 GRADO

Tabla 2.1: Grados API y Resistencias a la Tensión

YIELD STRENGTH (PSI)

GRADO MINIMO MAXIMO

H – 40 40.000 80.000

J – 55 55.000 80.000

K – 55 55.000 80.000

C – 75 75.000 90.000

L – 80 80.000 95.000

N – 80 80.000 110.000

C – 90 90.000 105.000

C - 95 95.000 110.000

HC – 95 95.000 -

P – 110 110.000 140.000

Q – 125 125.000 150.000

V – 150 150.000 180.000

Fuente: Texas Iron Works, propiedades fisicas de tubulares

Es una característica que establece el esfuerzo cedente o “yieldstrength” y ciertas

características especiales. El grado usualmente consiste de una letra y 2 o 3

números como por ejemplo, J-55. En la mayoría de los casos, mientras se avanza

en el alfabeto, la tubería será más resistente. Así, por ejemplo, una tubería de

grado N tendrá un esfuerzo cedente mayor que el de un grado H. el código

numérico indica, en miles de PSI, el esfuerzo mínimo cedente. Por ejemplo, una

tubería P-110 tiene un yieldstrength mínimo de 110.000 PSI. El esfuerzo cedente

promedio es usualmente 10.000 PSI mayor que el mínimo, por ejemplo 120.000

PSI para un revestidor P-110.

Los tubulares de grado C son utilizados, principalmente, en ambientes corrosivos,

como la presencia de Sulfuro de Hidrogeno (H2S). Este tipo de tubería es poco

empleada fuera de estos ambientes, ya que es más costosa que algunas de

16

mayor grado. Las tuberías de grado L y N, muy utilizadas en la industria, poseen

valores de resistencia al colapso, estallido y esfuerzo cedente similares, sin

embargo, difieren en cuanto a la dureza del acero con el que han sido fabricadas,

factor muy importante que se debe tomar en cuenta cuando existe la posibilidad

de un ambiente corrosivo.

Numerosos grados de tubería no-API están disponibles en el mercado y son

utilizados en las actividades de perforación. En muchos casos, estas tuberías

exceden las normas API, organismo que no las ha estandarizado porque no las

considera de uso común o debido a que los procedimientos de fabricación y/o

prueba no están avalados por dicho organismos.

2.3.2 RANGO

Este es un valor aproximado de la longitud de una sección de tubería. Los rangos

normalmente estipulados por el API son los 1, 2 y 3. En Venezuela se ha

establecido la utilización de tubulares rango 2 para tubería de perforación,

“casings” y “liners”. En la tabla 2.2 se muestran las especificaciones de los rangos

de tubería avalados por el API.

Tabla 2.2: Rango de longitudes API

RANGO 1 2 3

Casing

Rango Longitud Total (pies) 16 – 25 25 – 34 34 – 48

Rango de Longitud para 95% o más de carga

Máxima Variación Permisible (pies) 6 5 6

Maxima Longitud Permisible (pies) 18 28 36

Liner

Mismos requerimientos para los revestidores Grado 2 y 3

Fuente: Texas Iron Works, propiedades físicas de tubulares

17

2.3.3 PESO

En la industria petrolera este término indica la densidad de masa por unidad de

longitud de una sección de tubería. Generalmente expresado en libras por pie

(lb/pies).

2.3.4 DIAMETRO

Durante la etapa de planificación de un proyecto de perforación, los ingenieros a

cargo del diseño deben considerar tres tipos de diámetro cuando seleccionan los

tubulares apropiados que serán utlizados en las sartas de revestimiento. Estos

diámetros son el externo (OD), el interno y el drift. En la sección transversal de un

tubular se puede apreciar lo que representan el OD y el ID, como se muestra en la

figura 2.3.

Figura 2.8: Diámetros considerados en una tubería


El diámetro interno es determinado por la relación existente entre el diámetro

interno y el peso, estando este último sujeto a variaciones con respecto a su valor

nominal, que en todo caso no pueden exceder el rango de +6.5% hasta -3.5%.

El drift, o diámetro efectivo, es el ajuste del diámetro interno como resultado de la

rugosidad de la pared del acero con que se fabrica el tubular. Debido a esto, el

diámetro drift es considerado como el mayor tamaño de mecha o de cualquier otra

herramienta que puede pasar con seguridad a través del revestidor.

18

Figura 2.9: Medición de Drift


Debido a la importancia de esta medida, cada sección de tubería debe ser

probada antes de pasar a formar parte de la sarta con el objeto de determinar el

drift y evitar problemas operacionales al introducir herramientas al hoyo, como por

ejemplo, las herramientas de pefilaje, sartas de tubería mechas, etc. La prueba

avalada por el API para determinar el drift consiste en introducir una barra

cilíndrica, de diámetro externo pre-establecido, y hacerla pasar a través de toda la

longitud de la tubería, de manera que no se produzca ninguna obstrucción durante

el procedimiento (figura 2.4). Esta barra tiene, generalmente, una longitud de diez

pies.

2.3.5 CONSIDERACIONES DE CARGA17

Como todo ambiente natural, en el pozo actúan fuerzas en todas las direcciones;

estas fuerzas ejercidas sobre un área determinada originan presiones. Cuando un

revestidor es corrido en un pozo, se ve sometido a la acción de estas presiones, lo

que origina que en el acero se produzcan distintos esfuerzos que actúan durante y

después de la corrida. Dado que el acero es un material dúctil, estos esfuerzos

producen deformaciones en los revestidores, por lo que estos deben ser los

suficientemente resistentes para que dichas deformaciones no sean excesivas y

puedan causar rupturas en el material.

17

Texas Iron Works, propiedades físicas de tubulares

19

2.3.5.1 Colapso

Se tiene como la primera consideración en el diseño de revestimientos. La presión

de colapso es esencialmente, la presión externa desbalanceada aplicada al

tubular, ejercida por la columna de fluidos que se encuentra en el espacio anular

entre el revestidor y el pozo, es decir, un diferencial de presión neto actuando

sobre el exterior del “casing” o del “liner” según sea el caso. Como la presión

hidrostática de la columna de fluidos se incrementa con la profundidad, la presión

de colapso es máxima en el fondo y mínima en la superficie, porque el diseño se

hace desde el fondo hacia el tope. Puede pensarse como condición crítica el

colapso, cuando el revestidor está totalmente vacío, es decir, no existe una

presión interna que atenue el efecto de presión externa.

2.3.5.2 Estallido o Reventamiento

De manera contraria a la carga de colapso, la carga de estallido se refiere a una

situación desbalanceada entre la presión interna del revestidor y la formación. En

este caso, el diferencial de presión actúa desde el interior del revestidor. Este tipo

de carga está asociada a las presiones originadas durante la prueba de integridad,

proceso de cementación, estimulación de pozos, presiones de cierre en casos de

arremetidas, etc. La parte superior del revestidor es la más sensible al estallido,

debido a que el contrabalance (“backup”) ejercido por la formación en mínima en

dicha parte.

Figura 2.10: Presiones de Colapso y Estallido


20

2.3.5.3 Tensión

Esta carga es la ejercida por el peso total de la sarta de revestidores en un punto

determinado y solamente el efecto de flotabilidad ejercido por los fluidos dentro del

pozo puede contrabalancearla. Como los revestidores son fijados a tensión, este

tipo de carga son máximas en la parte superior de la sarta y disminuyen con la

profundidad hasta llegar a cero en el extremo inferior. En caso de que el efecto de

flotabilidad sea de tal magnitud que se origine una carga neta compresiva en el

fondo, entonces esta ira disminuyendo a medida que se asciende hasta llegar que

el efecto de flotabilidad este en balance con el peso de la sección en el fluido. A

esta profundidad se le conoce como punto neutro (figura 2.6). En este caso, la

carga de tensión será máxima en la parte superior de la sarta y cero en el punto

neutro, para luego pasar a ser una car de tensión negativa (compresión) que irá

en aumento hasta ser máxima en el extremo inferior de la sarta de revestidores.

Figura 2.11: Cargas Axiales y Punto Neutro


2.3.5.4 Compresión

Este tipo de fuerzas actúan sobre el revestidor por efecto de su propio peso,

cuando está apoyado en su extremo inferior o existe alguna fuerza impuesta,

como el efecto de flotabilidad. Sin embargo, las cargas compresionales por debajo

21

del punto neutro generalmente no son muy elevadas. Es por esto que este tipo de

carga es la menos crítica a considerar en el diseño de revestidores.

2.3.5.5 Efectos biaxiales

Las fuerzas axiales generan efectos secundarios en los tubulares. Por efecto de la

tensión y/o compresión, un revestidor se puede elongar o contraer lo suficiente

como para modificar sus valores nominales de resistencia al colapso y al estallido;

esto se conoce como efectos biaxiales. Es por ello que se debe verificar que los

tubulares seleccionados posean los mínimos grados de tuberías, tal que igualen o

excedan los requerimientos de resistencia a la tensión, compresión, colapso y

estallido corregidos por los efectos biaxiales. Los cambios cualitativos que sufre la

tubería se muestra en la tabla 2.3.

Tabla 2.3: Cambios cualitativos por efectos biaxiales

TIPO DE CARGA RESULTADO

Tensión Estallido Aumenta

Colapso Disminuye

Compresión Estallido Disminuye

colapso Aumenta


22

CAPITULO III

COLGADORES DE LINER CONVENCIONALES

3 DEFINICION DE COLGADOR DE LINER

Un colgador de liner es una herramienta utilizada para colgar una tubería de

revestimiento dentro de otra, previo a la etapa de cementación del pozo. Sus dos

funciones básicas son lograr un adecuado anclaje con el resto de la tubería

evitando fallas en la herramienta y alcanzar la profundidad de asentamiento

adecuada sin afectar la integridad del cemento en el tope del liner.12

3.1 SELECCION DE LAS PARTES DE UN LINER

Para una efectiva aplicación de un liner se requiere un completo estudio de las

mismas. Los factores que se deben considerar en el diseño de un programa de

liner y selección de accesorios son:

Collar de asentamiento (Setting Collar).

Empaque de liner (Liner Packer).

Obturadores (Pack offs).

Herramientas de asentamiento (Setting tool).

Tapones (Plugs)

Múltiples de cementación.

Equipos Flotadores:

o Collar de acople (Landing Collar).

o Collar Flotador (Float Collar)

o Zapato (Set Shoe)

3.1.1 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, reemplazar 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.

12

Smith Services, Liner HangersHandbook

23

Figura 3.1: Setting collar tipo LG

Fuente: Smith Services, Liner Hangers Handbook

3.1.2 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, deben ser usados con algún tipo de ensamblaje.

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 ranurado no cementados.

Para localizar el fondo de pozo y sellar el tope del liner.

Figura 3.2: Liner Packer tipo L

Fuente:Smith Services, Liner Hangers Handbook

24

3.1.3 COLGADORES DE LINER

Un colgador de Liner es un equipo 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. Sostiene el tramo suspendido de la Tubería de Revestimiento

en tensión para impedir el pandeo de la tubería hasta que el cemento quede

fraguado. La mayoría de los colgadores de liner se colocan con un aparato

mecánico o hidráulico.

3.1.4 CLASIFICACION DE COLGADORES DE LINER CONVENCIONALES

Los colgadores de liner son clasificados generalmente de acuerdo a su

mecanismo de asentamiento, es hidráulico o mecánico.

Pero así mismo, estos colgadores pueden ser definidos de una manera más

específica por otras características o condiciones únicas, tales como el número de

conos y la habilidad de rotar después que el colgador ha sido asentado.

Para propósitos del presente capítulo se tomará como base la clasificación de

acuerdo a su mecanismo de asentamiento, aunque se explicara también

brevemente la segunda clasificación enunciada.

3.1.4.1 Colgadores de liner mecánicos

Un colgador de liner mecánico es asentado mediante la manipulación de la sarta.

Este mecanismo de asentamiento es el más sencillo para un colgador de liner y es

denominado el mecanismo J. el proceso consiste en el levantamiento del colgador

y su rotación en la dirección de asentamiento (generalmente a su derecha), para

luego ser descargado el peso en el colgador y así lograr el asentamiento.

Adicionalmente este colgador posee un centralizador giratorio en su parte inferior

que le permite centrarse y así ayudar en la operación de circulación del cemento y

facilitar el giro de la herramienta en el momento del asentamiento. Su sistema de

cuñas con insertos de la herramienta trabaja sobre un cono y ofrecen una

superficie de contacto amplia y segura; diseñado además para soportar las

tensiones necesarias cuando el liner es de longitud considerable, y así mismo

contemplando una amplia área de circulación libre de restricciones.

3.1.4.1.1 Aplicaciones

Sus aplicaciones están relacionadas con la extensión de la tubería de

revestimiento.

25

3.1.4.1.2 Características y Beneficios

Esta clase de colgador ofrece características destacables como la fijación

mecánica, múltiples opciones de configuración (Niple de sello, camisa de

extensión), accesorios de flotación, cierres insertables y fácilmente reperforables y

mandril construido con material de las mismas especificaciones que el liner.

Asimismo, estos colgadores ofrecen una gran ventaja sobre los modelos

hidráulicos, ya que no cuentan con la presencia de un puerto en sus sistemas para

transmitir la presión de asentamiento.

Pero también la principal desventaja de los colgadores de liner mecánicos es su

dificultad para ser manejados en pozos desviados y/o extremadamente profundos.

Así como, la manipulación del liner con el drill pipe a través de espacios estrechos

y su asentamiento al ser desplegados en fondo puede causar problemas

operacionales.

Otro inconveniente que estos colgadores de liner convencionales presentan es

debido a la rotación de la herramienta durante la corrida, ya que esta puede ser

problemática al dañar el mecanismo de asentamiento (dragspring). Además, si no

llegase a presentarse inconvenientes con el asentamiento de estos colgadores, se

esperaría muy probablemente un atascamiento.

Algunas 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 angulos máximos de 45o.

3.1.4.1.3 Procedimiento de ensamblado y operación16

Para el correcto ensamblaje y operación de este tipo de colgador de liner, se

recomienda el siguiente procedimiento:

Primero, se debe ensamblar el colgador y los elementos de flotación

insertables en superficie.

Una vez alcanzada la profundidad donde se desea fijar el colgador, se

recomienda circular a un régimen de 2 a 3 barriles por minuto con el fin de

limpiar el sistema de fijado y además habilitar el zapato flotador y el collar,

16

Texas Iron Works, Soporte técnico en el procedimiento de ensamblaje de un colgador de liner convencional

y su respectiva corrida

26

hasta que ese momento van en posición abierta para permitir el llenado

automático.

Se procede a parar la circulación, bajar 2 o 3 pies, levantar girando a la

derecha una o dos vueltas, mantener la torsión de la herramienta y bajar

despacio hasta notar que se pierde peso.

Seguido a esto, se descarga todo el peso del liner y se adicional entre

10000 y 15000 libras de carga. Con este peso sobre el colgador, se gira la

sarta a la derecha, controlando el torque. La rotación a la derecha es

empleada para soltar la herramienta fijadora de la camisa de asentamiento

o empaquetador del line. Normalmente son requeridas 15 vueltas de la

herramienta fijadora, pero una vuelta adicional no afectara esta operación.

Para verificar la liberación positiva de la herramienta del liner, la

sartacorrida debe ser levantada unos 4 pies y notar una pérdida de peso

por el liner.

Después, se circula con el caudal permitido para cada diámetro de

herramienta y liner.

Antes de iniciar la operación de cementación se debe considerar la máxima

presión diferencial estimada a fin de compensar con peso el efecto pistón

que se producirá en la sarta y que tenderá a levantarse. Terminada esta

operación la herramienta se encuentra en condiciones de iniciar la

operación de cementación.

Una vez se ha bombeado la lechada de cemento calculada, se libera el

dardo en la cabeza de cementación el cual va a ser desplazado por el fluido

del pozo.

Al llegar el dardo a la herramienta de fijación, se asentará en el tapón de

desplazamiento cortando los pines que lo sujetan al conjunto empaquetador

de la herramienta fijadora. Esto producirá una indicación en superficie, un

leve aumento de la presión y una caída de la misma en el momento que se

inicie el desplazamiento del tapón por el liner.

Al llegar el collar se cortará el desplazamiento por incremento de presión,

pudiendo en ese momento descargar la presión de la cabeza y controlar el

retorno. Si no existiera retorno indica que los elementos de flotación han

funcionado correctamente.

Seguido a esto se recomienda colocar presión directa similar a la presión

final de desplazamiento y levantar suavemente la sarta. Si la presión cae

significa que la herramienta ha salido de su sello y se puede circular

libremente para eliminar el posible exceso de cemento o bien levantar y

circular más arriba a fin dedejar un tapón de cemento y luego rotarlo.

Finalmente, luego de circular para lavar se puede retirar la

herramientacomo una operación normal.

27

3.1.4.1.4 Colgadores mecánicos disponibles

Existen los siguientes colgadores mecánicos disponibles:

Colgador J

Colgador EJP

Colgador EJ-IB

Colgador EJ-IB-TC

Figura 3.3: Colgador "J"


Figura 3.4: Colgador "EPJ"


28

Figura 3.5: Colgador EJ-IB


Figura 3.6: Colgador EJ-IB-TC


29

3.1.4.2 Colgadores de liner hidráulicos

Este tipo de colgadores de liner son asentados mediante un diferencial de presión

hidráulico tal como su nombre lo indica.

Para impedir que un colgador se asiente durante la operación, la presión no debe

superar la registrada para el corte de los pines de seguridad; usualmente se

trabaja con una presión de circulación a un 50% de la requerida para asentarlo. El

procedimiento típico para asentar el sistema es enviar una bola desde superficie

que llegue hasta la válvula de asentamiento (landing collar), con el fin de impedir

el paso de circulación del lodo e incrementar la presión, generando de esta

manera el desplazamiento del cono en forma ascendente. Este a su vez acciona

las cuñas con insertos, las cuales se adhieren al diámetro interior del

casing.Cuando se supera la presión de resistencia de los pines de seguridad estos

derompen y se desplaza la válvula de asentamiento de la bola (landing collar)

hastallegar al zapato flotador, restableciéndose así la circulación del lodo y

provocandouna disminución de la presión en el sistema.

La ventaja de los colgadores de liner hidráulicos sobre los modelos mecánicos, es

que estos pueden ser asentados en pozos altamente desviados y a grandes

profundidades, ya que dichos factores son los que influyen principalmente en el

asentamiento del colgador. Y es así como a diferencia de los colgadores de liner

mecánicos, los hidráulicos no tienen ningún inconveniente relacionado con los

efectos de torque y arrastre de la tubería ya que presentan mecanismos que les

permiten rotar.Muchas de las compañías prestadoras de servicios que trabajan

este tipo de herramientas son reconocidas por su innovación en este tipo de

tecnología.

3.1.4.2.1 Aplicación de un colgador de liner hidráulico (Caso específico).

De acuerdo a datos recopilados de empresas prestadoras de servicios en el sector

de hidrocarburos, se presentan a continuación las especificaciones para un

Colgador Hidráulico de Alta Resistencia, Deslizable y Rotativo con Empaque en la

Parte Superior del Liner. Se debe aclarar que la siguiente información corresponde

a un caso particular con aplicabilidad en la industria, pero más allá de eso, se

pretende contribuir como una referencia práctica acerca de este tipo de colgador

de liner. Dicha herramienta consta de las siguientes piezas,

Un empaque superior de liner con adaptador integral de asentamiento.

Un colgador de liner hidráulico rotativo.

Una válvula de asentamiento o landing collar.

Una válvula doble, collar flotador o float collar.

30

Una válvula doble, zapato flotador o floatshoe.

3.1.4.2.1.1 Empaque Superior de liner con adaptador integral de asentamiento

El empaque superior de liner es corrido junto con el adaptador integral de la sarta

original, reemplazando el adaptador de asentamiento individual. El empaque

superior del liner consiste de un Tie-back receptáculo (casing que se extiende

desde el tope del liner hasta el empaque y protege el conjunto de herramientas

que se utiliza para sentar el colgador) asentando en el adaptador de la

herramienta utilizada y de un empaque que da sello en el anular.

Este empaque está diseñado para ser asentado después de la cementación del

liner, en donde el cemento excedente en el tope del empaque puede ser lavado

después de que este sea asentado.

3.1.4.2.1.1.1 Características y Beneficios

Este empaque proporciona un sello entre los fluidos de la formación y el pozo,

además de favorecer la eliminación de elementos extras de conexión para la

cementación y el alcance de grandes profundidades.

Figura 3.7: empaque superior de Liner con Adaptador Integral de Asentamiento

Fuente: Smith Services, Liner Hangers Handbook; 2008.

31

3.1.4.2.2 Colgador de Liner Hidráulico Rotativo

El colgador de Liner Hidráulico Rotativo fue desarrollado combinando el diseño liso

de la camisa deslizable externa con un mandril (tubo liso) soportado por un cilindro

que lo contiene. Este colgador puede ser configurado con una manga espaciadora

en lugar de la junta para así entregar las mismas capacidades de carga del

colgador y características de carga mínima del casing para aplicaciones no

rotacionales.

El torque y el arrastre suave minimizan la interferencia en la corrida y reducen la

deformación del casing, disminuyendo además la presión de estallido y de colapso

en el proceso de cementación del liner.

Figura 3.8: Colgador de Liner Hidraulico Rotativo.

Fuente: Smith Services, Liner Hangers Handbook, 2008

3.1.4.2.2.1 CaracterÍsticas y beneficios

Este colgador de liner ayuda a reducir la carga dedeslizamiento y minimizar la

tensión. Además, en caso de que no se requierarotación el cilindro interno puede

ser reemplazado por un espaciador.

En cuanto al diseño de la camisa externa, esta proporciona seguridad

efectivacontra la presión de colapso, y es así como el diseño de esta herramienta

32

engeneral permite ser operada con un límite de elasticidad de 80.000 hasta

125.000psi.

3.1.5 COLLAR DE ASENTAMIENTO

El collar está diseñado para recibir el tapón de desplazamiento del

linerconjuntamente con el tapón de la sarta de trabajo. Contiene un dispositivo

ocandado y un receptáculo que una vez recibido los tapones forma un sello

positivoy el candado o rachet mantiene al tapón en posición.

Figura 3.9: Collar de asentamiento tipo "L"


Figura 3.10: Collar de asentamiento tipo "HS-SR"


33

3.1.6 COLLAR FLOTADOR

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:

Figura 3.11: Collar flotador tipo "L"


Figura 3.12: Collar Flotador tipo "CL"


3.1.7 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 aunmas

manteniendo sus propiedades resistentes a la abrasividad, corrosividad y

34

temperatura de los fluidos. Sufunción principal es la de evitar que el cemento

retorne dentro del liner por diferencial de presión.

Figura 3.13: Zapata flotadora tipo LS-2


Figura 3.14: Zapata doble valvula flotadora tipo 226 con orificios laterales


35

3.1.8 TAPONES DE LIMPIEZA

Los tapones limpiadores de liner son corridos básicamente durante los trabajos de

cementación por dos razones:

1) Desplazar el cemento y limpiar el diámetro interno del liner, removiendo

cualquier rastro de cemento o suciedad que pueda haberse adherido al liner.

2) Trabajar como una barrera mecánica entre el cemento y el fluido de

desplazamiento.

Figura 3.15: Función del Tapón limpiador


36

3.1.8.1 Tapón limpiador de Liner (LWP)20

El tapón limpiador de liner esta sujetado con pines de corte al fondo de la

herramienta de asentamiento, y proporciona un sello con el dardo de tubería de

perforación “PDP”. Está diseñado con una abertura interior, con el fin de que

pasen el cemento. Con el dardo de tubería de perforación “PDP” haciendo sello y

asegurado en el interior del tapón limpiador de liner este se va a desprender y va a

limpiar el cemento del interior del liner, manteniendo el cemento separado del

fluido de desplazamiento. Cuando estén asentados y asegurados en el cuello

recibidor, los tapones impedirán el retorno de cemento. (Ver Gráfico 3.16).

3.1.8.1.1 Características

De construcción estándar con elastómeros de nitrilo

Seguro externo para engancharse en el cuello recibidor cuando este es

bombeado.

Seguro interno para recibir el dardo limpiador de perforación.

3.1.8.1.2 Beneficios

Perforable con trepano de diamante policristalino (PDC).

3.1.8.1.3 Aplicación

Apropiado para aplicaciones donde un tapón limpiador es todo lo que se

requiere.

Figura 3.17: Tapón Limpiador de Liner

Fuente:Weatherford, Liner Hanger Textbook, 2009

20

Weatherford, Liner Hanger Textbook, 2009

37

3.1.8.2 Tapón limpiador de liner sencillo con asiento de esfera (SWP)

El Single Wiper Plug (SWP) es un sistema de tapón de liner sencillo. Una ventaja

importante de este tapón es su asiento de bola integral utilizado para activar

colgadores de liner hidráulicos y herramientas de corrida. Cuando se corre en

conjunto con juntas exteriores conectadas al obturador RSM, el tapón limpiador

sencillo nunca se mueve en el liner. Típicamente cuando un operador lo recoge

para asegurar la liberación de un liner, el tapón limpiador es levantado del pozo,

dañando el tapón o liberando prematuramente el tapón de la sarta de

herramientas de corrida. Utilizando el sistema de obturador RSM con el tapón

limpiador simple ayudará a prevenir estos problemas.

3.1.8.2.1 Características.

Su diseño de alta resistencia le permite altas presiones de golpeo.

Equipado con cerrojo y dispositivo anti-rotación cuando se acopla con el

cuello recibidor.

El tapón limpiador se adjunta a la herramienta de corrida de liner con un

conjunto de perros o candados de cierre positivo, en lugar de tornillos de

bronce de corte.


Para correr liner en pozos altamente desviados, es una gran ventaja si el

asiento de bola puede ser ubicado cerca de la herramienta de

asentamiento.

Figura 3.18: Tapón Limpiador Individual con asiento de esfera (SWP)

Fuente: Weatherford, Liner Hanger Textbook, 2009

38

3.1.8.2.3 Beneficios.

Su asiento integral asegura el asentamiento de la esfera

Perforable con trepano de diamante policristalino

3.1.9 DARDOS DE TUBERIS DE PERFORACION

Un dardo de tubería de perforación actúa casi de forma idéntica a un tapón

limpiador de liner excepto que este desplaza y limpia el cemento que está en el

diámetro interno de la tubería de perforación. El dardo de tubería de perforación se

aloja en el tapón limpiador de liner (Ver Gráfico 3.19). El dardo de tubería de

perforación cuenta con un anillo anti – rotación, que se bloquea en la posición

cuando este se asegura dentro del tapón limpiador. Presentándose a continuación

más detalladamente lo que respecta a dardos de tubería de perforación.

Figura 3.20: Alojamiento del dardo de tubería de perforación.

Fuente:Weatherford, Liner Hangers Textbook

39

3.1.9.1 Tapón limpiador de tubería de perforación.

El tapón limpiador de tubería de perforación también conocido como dardo de

tubería de perforación, limpia la sarta de trabajo después de que el cemento es

bombeado. El dardo de tubería de perforación es liberado desde el manifold de

cementación en la superficie después de que el cemento ha sido bombeado.

Después de viajar entre el cemento y el fluido de desplazamiento, se asienta

dentro del tapón limpiador de liner estándar al final de la herramienta de

asentamiento.


De Nitrilo como material elastomérico y componentes de Aluminio.

Anillo de seguridad tipo rosca.


Fácilmente perforable y no rota en esta operación.


Utilizado en todos los trabajos de cementación estándar de liner donde el

cemento se ejecuta bajo la sarta de trabajo y el cual debe ser desplazado

por otro fluido.

Figura 3.21: Dardo de tuberia de Perforacion (PDP).

Fuente: Weatherford, Liner Hangers Textbook

40

3.1.10 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:

Figura 3.22: ensamble de unidad de sello


Figura 3.23: Obturador Perforable (DPOB)

Fuente:Weatherford, Liner Hanger Textbook, 2009

41

Figura3.24: ObturadorRecuperable


3.1.11 HERRAMIENTA DE ASENTAMIENTO20

Las herramientas de corrida son utilizadas para transportar el colgador de liner al

fondo, fijarlo, ejecutar un trabajo de cementación, y fijar la empacadura de tope de

liner.

3.1.11.1 Casquete flotante anti escombros (FJB).

El casquete flotante anti-escombros (FJB) flota en un colchón de agua dulce en el

PBR para prevenir la entrada de escombros y proteger las herramientas de

instalación durante la corrida del liner, el asentamiento del colgador, la liberación

de la herramienta de instalación y la cementación. El sistema FJB permanece fijo

hasta que el Packer se asienta para evitar que los escombros se acumulen

alrededor de la herramienta de instalación e impidan su liberación. Debido a que el

sistema FJB es fijo, la sarta de perforación puede subirse para verificar la

liberación sin miedo de que los escombros caigan dentro del PBR e interfieran con

las herramientas de instalación.


Sistema sellado completamente.

Equipado con cuchillas para cortar los escombros o cemento.

20

Weatherford, Liner Hanger Textbook, 2009.

42


Evita que los escombros caigan dentro del PBR impidiendo asi que las

herramientas de corrida se adhieran al PBR.

Proporcionan un sello entre los equipos del liner y la sarta de herramientas

de corrida.

Incrementa la confiabilidad del funcionamiento del activador de empacadura

y herramientas de corrida.

Figura 3.25: Casquete flotante anti escombros.

Fuente: Weatherford, Liner Hanger Textbook.

3.1.11.1.3 Aplicación.

Para liners que se van a cementarse.

Formaciones no consolidadas, especialmente con altas desviaciones.

Condiciones de pozo que crean recortes en el tope del liner.

3.1.11.2 Activador de empacaduras de tope de Liner (RPA)

Un activador de empacadura de tope de liner se corre en el ensamble de la

herramienta de corrida, cada vez que una empacadura de compresión de tope de

liner es corrida como parte integral del ensamblaje de un colgador. Tiene la

facilidad de rotar mientras se aplica el peso para el asentamiento. Esta

característica ofrece una ventaja en los pozos donde la tubería de perforación no

tiene suficiente peso para ser aplicado o donde el peso tiene que ser “trabajado”

abajo. El activador está localizado encima de la herramienta de asentamiento y

43

“encamisado” dentro del receptáculo PBR. La herramienta actúa como un perfil

“No-Go”, donde el peso puede ser aplicado para activar el mecanismo de

asentamiento de la empacadura. Tomado de: liner hangers Textbook Weatherford.


Su diseño con un cuerpo sólido garantiza confiabilidad para aplicaciones

donde se requiere altotorque/carga.

Sus cojinetes axiales permiten la rotación de la tubería de perforación

mientras se aplica peso al tope de liner para activar la empacadura.

Figura 3.26: Activador de empacadura de tope de liner (RPA).



La rotación mejora que el peso sea transmitido hacia el fondo del pozo,

especialmente en pozos desviados o donde el pandeo y la torsión tienden a

originarse.


Utilizado en cualquier momento que una empacadura de liner se la corra

integralmente con elsistema primario de colgador de liner.

44

Utilizado cuando la empacadura de liner TSP se corre con un mandril de

sellos para elreceptáculo como una segunda empacadura aislante.

3.1.11.3 Herramienta de corrida R con seguro hidráulico

La herramienta R es una herramienta de corrida premium de alto torque con

capacidad para perforar cuando se baja. Un operador libera la herramienta del

liner poniéndola en compresión y rotando la sarta de perforación 4 vueltas a la

derecha.

Es compatible con el sistema de cubierta flotante de escombros, convirtiéndose en

una de las herramientas más confiables de la industria.


Cuerpo sólido con conexión para tubería de perforación en el extremo

superior.

Altos rangos de torque para rotar liners.

Camisa de liberación se activa hidráulicamente antes de que esta se libere

del liner.

Figura 3.27: herramienta de corrida R

Fuente:Weatherford, Liner Hanger Textbook.

45


Permite rotación durante la corrida y operaciones de cementación.

Proporciona un medio positivo de liberación.


Útil en aplicaciones donde se presenta alto torque, cuando el liner requiera

de rotación durante la corrida y/o la cementación.

3.1.11.4 Herramienta de corrida HNG de liberación hidráulica.

La herramienta de corrida de liberación hidráulica (HNG) es utilizada para correr

sistemas de colgadores de liner rotatorios cada vez que la geometría o las pobres

condiciones del pozo requieran que la sarta del liner sea rotada bajo tensión o

compresión. Esta herramienta de corrida no liberara al colgador de liner antes de

tiempo ni cuando se gire a la derecha ni cuando haya torque residual en la sarta.

De hecho, esto permite que el liner sea girado y empujado al fondo

simultáneamente o perforado en su posición.

Figura 3.28: Herramienta de corrida HNG


46


Su diseño resistente para altos límites de carga/torque permiten

operaciones con grandes y pesados liners.

Liberación primaria del liner es hidráulica.

Liberación de emergencia a la izquierda.

Camisa de torque cargada con resorte asegura un enganche positivo del

sistema de torque con el colgador de liner en tensión o compresión.


Permite rotar a la derecha mientras se levanta o empuja al liner dentro del

pozo y puede ser liberada mecánicamente si es necesario.


La Herramienta está diseñada para utilizarse en pozos horizontales y

desviados donde esta puede ser necesaria para trabajar con el liner en el

fondo con torque en tensión y compresión.

3.1.11.5 Herramienta de corrida S21

La herramienta tipo “S” es una herramienta de asentamiento de liner tipo estática

(sin rotación), que permite que la sarta de liner o empacadura sea corrida en el

pozo sin girar la sarta de corrida.

La herramienta de corrida S posee conexiones para tubería de perforación en el

tope y en la base, que permite la corrida o bajada de una sarta interna para

mejorar la cementación del liner o para limpiar el hoyo mientras se corre una

empacadura de aislamiento. Presentándose las respectivas


Capacidad de tensión extremadamente alta.

Se libera por aplicación de peso y rotación a la derecha a través de la sarta

de corrida.


Su resistencia a tensiones altas la hace muy útil para liners bastante

grandes que no requieren de rotación mientras se despliega o se cementa

el liner.

21

Weatherford, Sistemas de Liner Hang Tough, RevistaTecnica WTF156059

47


Diseñado principalmente para operaciones de colgadores de liner que no

requieran de rotación en pozos verticales o pozos no tan desviados, y

operaciones con empacaduras donde la rotación de la herramienta no se

considere necesaria.

Típicamente utilizada cuando se corre una empacadura de aislamiento de

tope de liner de segundo viaje.

Figura 3.29: Herramienta de corrida S


3.1.11.6 Herramienta de corrida SSD

La herramienta SDD es una herramienta de corrida de liberación mecánica que

permite perforar cuando se baja y que se utiliza para liners que requieran rotación

durante el despliegue.

La herramienta posee una conexión para tubería de perforación sobre su extremo

superior, y una sección de perros en la parte inferior que es utilizada para

transmitir torque desde la sarta de tubería de perforación dentro del liner. La

herramienta SDD se libera fácilmente girándolo 1/6 de vuelta a la izquierda,

48

colocando la herramienta de corrida en compresión, y rotándolo 10 vueltas a la

derecha con tubería de perforación.


Conexión para tubería de perforación en su tope.

Conexión interna acme acuñada para altos rangos de torque.

Perros o candados para perforar cuando se baja y transmitir torque al liner.


Puede rotarse el liner a la derecha mientras esta en compresión sin que

esta se libere prematuramente.

Mecanismo de liberación mecánica.


Útil para correr liners que requieren rotación y aplicación de peso para

ayudar a mover el liner a la profundidad requerida.

Figura 3.30: Herramienta de corrida SDD.


3.1.11.7 Herramienta de corrida SD

La herramienta SD lleva al sistema de liner para asentarlo a la profundidad

requerida mediante la conexión a la camisa de liberación con una tuerca flotadora

sobre un mandril tipo Kelly. La tuerca y el cojinete de empuje están diseñados

para un fácil liberamiento del liner después de la instalación. La herramienta SD

49

posee perros cargados con resortes que permiten al liner ser rotado sin que esta

se libere prematuramente. La herramienta se libera mediante la aplicación de 1000

a 2000 lbs de peso de tubería de perforación sobre esta mientras se la gira de 10

a 15 vueltas a la derecha.

Figura 3.31: Herramienta de corrida SD.



Candados con resortes cargados permiten al liner ser rotado.


Liner puede ser rotado a la derecha mientras está en tensión sin que se

libere prematuramente.


Utilizada en aplicaciones donde la rotación del liner puede ser necesaria

durante el despliegue y/o cementación.

3.1.11.8 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

50

internos como externos sean los especificados por las normas API, así como las

longitudes sean las correctas.

3.1.11.9 PruebasHidrostática

Esta prueba hidrostática se la realiza a una presión de 5000 PSI y por un tiempo

de 10 minutos para comprobar que no existan fisuras o rupturas.

Figura 3.32: Imagen de una cartilla de prueba hidrostática realizada.

Figura 3.33: Prueba de presión para calificación de equipos.

Fuente: Weatherford, Sistemas de Liner HangTough, Revista Tecnica WTF156059

51

CAPITULO IV

REVESTIDORES CON COLGADORES DE LINER

EXPANDIBLES

4 INTRODUCCION

La industria del petróleo enfrenta varios desafíos como el acceso a nuevos

reservorios, que actualmente no se pueden alcanzar económicamente para

mantener la producción de los pozos en campos maduros. Recientes avances en

una de las áreas más viejas de la exploración y producción llamada “tecnología

tubular”, está considerada como una tecnología revolucionaria que ha beneficiado

la industria del petróleo en los últimos 10 años, un rol clave para vencer estos

desafíos.

Uno de los problemas históricamente más comunes en el completamiento de

pozos, has sido siempre las fallas asociadas al tope del liner, las cuales surgen

generalmente por infructuosa instalación de este mismo. Esto fue corroborado

inicialmente, en un estudio practico que se desarrolló en el golfo de México en

1999, el cual identifico serios problemas asociados con la parte superior del liner a

consecuencia del survey, arrojando que las principales fallas asociadas a esta

herramienta eran:1

Integridad del tope liner (LapSqueezes)

Empaque/ colgador/ centralizador / fallas de asentamiento/ fallas de sello.

Integridad de zapato.

Además, se determinó que se requiere un esfuerzo de operación para asegurar

hidráulicamente el tope del liner.

El método empleado aun en la actualidad para corregir estas fallas, incluye

usualmente la realización de cementación forzada (squeeze) después de la

cementación primaria, asi como tambíen una segunda corrida para hacer

aislamiento en el tope liner y técnicas de asentamiento de este mismo. Pero dado,

que esto requiere tiempo, lo cual implica gastos, la mayoría de los desarrollos en

tecnologías convencionales hoy en dia están enfocados en la mejora de las

siguientes características, ya que son ellas las que incrementan el riesgo en el

tope del liner y la posible falla de instalación del mismo.

1Filippov, A. e. Expandable Tubular Solutions, 1999.

52

Dichas características están relacionadas con la corrida y el asentamiento de

equipos mecánicos y son:

Cuñas múltiples.

Partes donde el fluido circula de manera tortuosa.

Puertos hidráulicos expuestos potencial de múltiples fugas en el recorrido.

Reducción del diámetro de trabajo.

Estos riesgos pueden ser minimizados y en algunos casos eliminados con la

utilización de nuevas tecnologías probadas en campo.

Sin embargo, aun conociendo la solución de estas fallas, realizarlas involucraría

una gran cantidad de tiempo no productivo, por ende, un aumento significativo de

los costos e incluso la pérdida del pozo.

Es por ello que es desarrollo de la tecnología del colgador de liner expandible se

hizo teniendo en cuenta los problemas anteriores en los cuales los colgadores de

liner convencionales han fallado, y los resultados han superado las expectativas,

realizándose trabajos exitosos y reduciendo el tiempo de los mismos, lo cual se

transforma en beneficios no solo técnicos si no también económicos.

Básicamente, lo que hace único al colgador de liner expandible es que cuenta con

un diseño sencillo, ya que si, el colgador es solo una tubería con longitud entre 27

a 32 ft, dependiendo del número de elastómeros que posea. Estos elastómeros

son bandas que se comprimen al casing que están colgando y además generan

sello hidráulico. Además, estas bandas están vulcanizadas al cuerpo del colgador

del liner, mientras que es este, se encuentra fabricado de una aleación especial, la

cual al aplicarle cierto grado de presión por medio de la herramienta de

asentamiento que funciona mediante presión hidráulica, llega a una expansión o

deformación plástica convirtiendo a este tipo de colgador de liner en el mejor en su

área.

4.1 COLGADORES DE LINER COMO OPCIÓN OPERATIVA.3

Los factores principales que convierten al sistema de Colgador de Liner

expandible en la mejor opción operativa y rentable a mediano plazo, son:

Simplicidad. Este sistema no usa partes movibles, cuñas o cargas para suspender el

liner en el casing. Además, el riesgo de pre-asentamiento del colgador/empaque es

3Halliburton Company, Completions Technologies, ELH VersaFlex® Document.

53

eliminado y la distribución de esfuerzos en el soporte del casing es uniforme y los

sitios potenciales de corrosión son eliminados.

Confiabilidad. Este colgador posee múltiples bandas de elastómeros que mantienen

la integridad de la presión externa o interna, y prácticamente elimina la migración de

gas en el tope del liner.

Integridad. Como una de sus características principales aumenta el diámetro externo

del cuerpo del colgador permitiendo altos caudales de circulación durante los

trabajos de cementación y minimizando los problemas de pack- off

(empaquetamiento por ripios de perforación).

Versatilidad. El colgador de liner expandible está disponible para toda configuración de

liner y casing conocidos en la industria.

Adaptabilidad. Este colgador/empaque puede ser combinado con diferentes equipos

de completamiento existentes para proporcionar una mayor integridad en el tope

del liner.

4.2 CARACTERISTICAS DEL COLGADOR DE LINER EXPANDIBLE

Algunas de las características más importantes de las herramientas son:

El colgador y el tope del empaque se consideran como una misma unidad, lo que

contribuye a eliminar fugas por estas partes.

El diseño garantiza el sello del empaque entre el casing y el colgador, y permite altos

caudales de circulación.

Presenta un gran espacio radial entre el cuerpo del colgador/empaque y el casing para

correrlo y hacer circular grandes caudales de lechada de cemento.

Facilita el flujo de fluidos debido a la ausencia de cuñas y cilindros hidráulicos, cargas,

etc.

Produce menos esfuerzos de carga y distribuye uniformemente las fuerzas en el

soporte del casing dándole longitud de agarre al liner.

No perjudica el soporte del casing porque no tiene cuñas.

El colgador/empaque actúa como un conjunto y es asentado con una herramienta de

asentamiento llamada setting tool, eliminando potenciales fugas en las partes que

actúan mecánicamente.

4.3 TECNOLOGIA TUBULAR EXPANDIBLE13

El concepto de tecnología tubular expandible es simplemente el “trabajo en frio del

acero” en el fondo del hueco. La tecnología expandible es un sistema para

incrementar el diámetro del casing liner o mallas de arena de un pozo de petróleo

o gas. Generalmente, la expansión puede ser sobre el 25% de la base del

13

SPE, Solid Expandable Tubular Technology in Mature Basins

54

diámetro de la tubería. Sin embargo, muchas aplicaciones de tubería de 3 1/2" a 16

in. Y requieren mucho menos que un 25% de expansión.

Existen dos sistemas de expansión, como se puede notar en la figura 3.1 por

medio de un cono solido expandible que provee una post expansión en el anular y

el sistema de acoplamiento a la forma, eliminando cierta extensión en cualquier

espacio anular, ambos sistemas son empujados hacia abajo forzando la tubería

para expandir. Para este propósito, una herramienta que excede el diámetro

interno de la tubería realiza expansión, porque es forzada a través de la tubería.

Esta expansión se logra tanto hidráulicamente por la aplicación del lodo o

mecánicamente, empujando la herramienta de expansión hacia el fondo. La

expansión necesita ser confiable, cuando se expande bajo la superficie.

Figura 4.1: sistemas de expansión tubular.

Fuente: SPE – Expandable Completion Technologies

4.4 PROCESO DE EXPANSION

Los tubulares solidos empleados en aplicaciones expandibles, luego de cumplir los

estrictos procesos de control de calidad, son roscados con una conexión

apropiada desarrollada para mantener los sellos a través del proceso de

expansión. Un cono es de la sarta de revestimiento de manera descendente o

ascendente, según sea el caso, por medio de presión hidráulica diferencial o, si es

necesario, se aplica una fuerza mecánica.

55

Figura 4.2: Junta Roscada Expandible.

Fuente: SPE, Expandable Tubular Solutions

Figura 4.3: Mandril o cono de expansión.

Fuente: SPE, Expandable Tubular Solutions

La fuerza hidráulica se aplica bombeando fluido a través de una sarta de tubería

que se conecta al cono de expansión, tal como se aprecia en la figura 4.4, y la

fuerza mecánica es aplicada por el aumento o disminución del peso sobre dicha

tubería. Como ya se ha mencionado, el paso del cono de expansión expande el

tubular hasta las dimensiones en un proceso de deformación plástica conocido

como “ColdDrowing”

56

Figura 4.4: Presión hidraulica transmitida al mandril de expansión.

FUENTE:Halliburton, Foto capturada del video interactivo Versaflex.

La selección de los materiales apropiados para este ensamblaje es crucial, porlo

que son seleccionados tomando en cuenta la ductilidad, resistencia al impacto y a

los esfuerzos que estos serán sometidos. La herramienta básica de trabajo, el

mandril, es sometida a altísimos esfuerzos en su superficie durante el proceso de

expansión. La forma del cono y el material que lubrica la interfase entre el cono y

el tubular también son aspectos determinantes para una operación exitosa.

4.4.1 TRABAJO EN FRIO

Se considera como trabajo en frio toda operación donde la temperatura de trabajo

de la herramienta no sobrepasa los 300 grados Centigrados. En este rango de

57

temperatura (0 a 300 Grados), el acero tiene sus propiedades ideales; en la figura

4.5 se puede observar el cambio de forma durante una expansión del acero.

Figura 4.5: Proceso de deformación del acero.

Fuente: SPE – ExpandableCompletion Technologies

En la figura 4.6 se puede observar el comportamiento del acero en la gráfica

stress vs Strain (Fuerza vs Esfuerzo) al pasar por las regiones donde se

desarrollan las diferentes clases de deformación elástica, deformación plástica

hasta llegar al punto de fractura.

Figura 4.6: Grafico Stress vs Strain

Fuente: SPE Solid Expandable Tubular Technology in Mature Basins

4.4.1.1 Deformación elástica y plástica.

Este tipo de deformación es reversible. Cuando las fuerzas no son aplicadas por

largo tiempo, el objeto retorna a su forma original. Metales y termo plásticos

suaves tienen rangos moderados de deformación elástica, mientras que

58

cerámicas, cristales y plásticos resistentes termoestables casi no experimentan

deformación plástica. Ladeformaciónelásticaestá regida por la “ley de Hooke”:

Donde:

Esta relación solo aplica en el rango elástico e indica que la declinación de la

curva del grafica fuerza vs esfuerzo puede ser usado para encontrar el módulo de

Young. A menudo usan este cálculo en pruebas de tensión. El rango elástico

termina cuando el material alcanza el punto de cedencia de la fuerza, ver figura

4.6. En este punto la deformación plástica comienza. Es en esta región en la cual

tiene el punto de aplicación de nuestra herramienta, los valores de deformación de

nuestro colgador de liner expandible se mueven dentro de la región de

deformación plástica, focalizados en una ventana operativa, obtenida mediante

diferentes pruebas durante el diseño inicial de esta herramienta, como se muestra

en el grafico 4.7.

Figura 4.7: Deformación del metal.

Fuente: SPE, Solid Expandable Tubular Technology in Mature Basins

59

4.4.2 CONEXIONES EXPANDIBLES.

Mediante el proceso de investigación en tubulares expandibles, se realizaron

pruebas de expansión para tuberías flexibles (“coiled tubing”) soldando una tubería

de 31/2” y una tubería de 4”, y fueron sometidas a un proceso de expansión en

condiciones de superficie, esta prueba resulto exitosa, aumentando la viabilidad

del proceso de expansión de tubulares.

Sin embargo, los investigadores visualizaron la necesidad de desarrollar un

proceso que permitiera expandir las conexiones de los tubulares para que el

sistema tuviese aplicación práctica en el campo. También se observó que un

crítico en el éxito de tales procesos debería ser la capacidad de expandir

conexiones que mantuvieran su integridad mecánica e hidráulica ante, durante y

después del proceso de expansión.

Una conexión tradicional de Casing o de tubería tiene dos funciones: una es la

función mecánica o estructural de conectar dos secciones de tubulares: es sistema

de conexión debe resistir todo tipo de cargas a las que será sometido el tubular

durante su vida útil. La segunda función es contener las presiones, manteniendo

un colchón de fluido sellado para contener las presiones tanto internas como

externas, a las que el tubular es sometido. Es por ello que el perfil de las

conexiones a ser utilizadas para tubulares expandibles también requiere

consideraciones especiales1.

4.4.2.1 Perfil de las conexiones expandibles

En las conexiones convencionales, el espesor de pared es usualmente mayor a

través de la conexión que en el resto de la sarta, lo que podría causar problemas

durante un eventual proceso de expansión ya que si el ID de la sarta es más

pequeño a través de la conexión debido al aumento del espesor de pared, se

causa una obstrucción al cono de expansión que podría bloquearlo

completamente durante su corrida. Por otro lado, si se mantiene el ID de la sarta

uniforme en toda su longitud, entonces el OD de la sarta es mayor a través de la

conexión (debido al aumento del espesor en esa zona); en este caso, el perfil

externo del tubular expandido puede no ser compatible con el perfil interno del

revestidor sobre el cual se está expandiendo. Esta incompatibilidad en los perfiles

podría comprometer la integridad del sello generado por la expansión. Finalmente,

como la presión requerida para expandir la tubería es función del espesor de la

misma se debería tener mucho cuidado de que el incremento de presión requerido

1Filippov, A. e. Expandable Tubular Solutions.

60

para expandir la sarta a nivel de la conexión no exceda la presión de estallido en

el resto del sistema.

4.4.2.2 Integridad mecánica.

Cuando las roscas de las conexiones son realizadas en la tubería, el espesor de

pared y el área efectiva para resistir los esfuerzos disminuye a través de la

conexión. La eficiencia de una conexión es la relación entre la resistencia a la

tensión de la conexión y la resistencia a la tensión del cuerpo del tubular. Es por

ello que las conexiones convencionales compensan este problema con un

aumento del espesor de pared en la rosca. Como ya se ha mencionado, en el

proceso de expansión el mandril debe deformar al tubular en su región plástica;

los esfuerzos tangenciales aplicados al tubular deben, entonces, ser mayores a su

“yieldstrength”. Cuando se aplica presión para crear los esfuerzos tangenciales

necesarios, un esfuerzo de tensión longitudinal equivalente al esfuerzo tangencial

es creado en el tubular. Hasta los momentos, la eficiencia de las conexiones para

tubulares expansibles debe ser, al menos de 0,5 o 0,55 con un factor de seguridad

de 10 por ciento.

Existen numerosos diseños para las conexiones, y todos ellos se basan en uno o

más de los tres tipos de mecanismos de sello: sello de rosca (threadseal), anillo

sellante no elástico (non-resilient), o sello metal – metal (metal to metal seal). La

elección de cualquiera de estos tres tipos de sello depende de la presión de la

conexión. Esta presión es el resultado de una adecuada interacción entre los

costados de la rosca, raíces o crestas en combinación con el material del que

está fabricada la rosca, generando una rosca sellada. El espacio entre estos

elementos es sellado por el entrampamiento de solidos presentes en los

componentes de la rosca. Para compuestos de roscas API modificados, los

sólidos incluyen una combinación de grafito energizado, plomo energizado y polvo

de zinc.

Para alcanzar la integridad a la presión a través de las conexiones

convencionales, las roscas en las cajas y los pines están usualmente diseñadas

para juntarse lo más ajustado posible. Este tipo de diseño ajustado puede causar

problemas en los conectores expandibles. Las roscas de una de las juntas se

estarían expandiendo en un perfil determinado (por ejemplo convexo, para el caso

de que las roscas se estén extendiendo) mientras las roscas de la otra junta se

estarían expandiendo en un perfil diferente (por ejemplo cóncavo, donde las

roscas se están comprimiendo). En este caso se dañarían las roscas y se

destruiría cualquier sello hidráulico que estuviese presente.

61

Análisis de elementos finitos ha sido utilizado para modelar los procesos de

expansión y simular varios diseños, de manera que se minimice el tiempo y

esfuerzo para llegar a un diseño exitoso. Las pruebas se realizaron en un

laboratorio cerrado. En otro acondicionado en la superficie y en un pozo para

confirmar los resultados de la simulación.

Figura 4.8: Ensayos de laboratorio en juntas de tubulares expandidos.

Fuente: SPE, Solid Expandable Tubular Technology in Mature Basins

La junta expandible es un tubular cuyo espesor de pared no cambia a través de a

conexión. Sus roscas especiales están diseñadas para permanecer sin daño

durante expansiones hasta por encima del 23% del OD del tubular. Las

conexiones expansibles utilizan una tecnología de sellos completamente nueva.

Las roscas y mecanismos de sello permiten que la conexión flote durante el

proceso de expansión.

Los tubulares expandibles son corridos con la conexión pin hacia abajo. Con esta

convención de corrida, como el mandril se desliza hacia abajo las roscas del pin

se expanden hacia afuera contra las roscas del box para mantener un contacto

optimo entre las roscas durante el proceso de expansion. Se se invierte la posición

de los tubulares, el mandril tendera a expandir las roscas del box contra el pin lo

que ocasiona una pérdida de integridad en la conexión.

62

Las tablas 4.1, 4.2, 4.3 y 4.4 muestran los datos obtenidos de las pruebas

realizadas en conexiones con OD de 7 5/8”. Estos resultados reflejan la resistencia

al colapso, estallido y tensión de varias conexiones probadas. Todas las

conexiones fueron expandidas un 14% (de un OD de 7,625 pulgadas a un OD de

8,528 pulgadas).

Tabla 4.1: Colapso en las roscas expandidas.

COLLAPSE

Name Sample MeasuredPressure (PSI) API TraditionalPressure (PSI) Nominal API Mode

F-P2 P2A 2727 2993 Transition

P2B 2690 2993 Transition

P2C 2809 2993 Transition

C2 C2A 2665 2993 Transition

C2B 2648 2993 Transition

Fuente: SPE 56500 Expandable Tubular Solutions

Tabla 4.2: Presión de reventamiento en las roscas expandidas.

BURST

Name Name BurstPressure (PSI)

L-P1 P1B 9980

P1C 9900

P1A 10130

C1 C1A 9960

C3B 9850


Tabla 4.3: Tensión de falla en las roscas.

TENSILE OR PRESSURE TENSILE

Old Name Old Name Total Load at failure Pressure at failure

KPSI PSI

C3 C3A 630 0

C1B 605 0

C4 C4A 611 7010

C4B 596 6731


63

Tabla 4.4: Propiedades de los tubulares de prueba antes y post expansión.

Nom.

Exp.

Orig. OD

(in)

Orig ID

(in)

Origwall

(in)

Exp OD

(in)

Exp ID

(in)

Exp Wall

(in)

Exp

OD/Wall

14% 7,625 6,875 0,375 8,528 7,838 0,345 24,7

14% 7,625 6,875 0,375 8,528 7,838 0,345 24,7

14% 7,625 6,875 0,375 8,528 7,838 0,345 24,7

14% 7,625 6,875 0,375 8,528 7,838 0,345 24,7

14% 7,625 6,875 0,375 8,528 7,838 0,345 24,7


4.5 SISTEMA DE COLGADOR DE LINER EXPANDIBLE

La tecnología tubular expandible involucra un proceso que expande radialmente a

la tubería dentro del pozo, especialmente en aquellos ambientes considerados de

alto riesgo como los pozos profundos.

El concepto de colgadores de liners expandibles se ve sencillo, pero el proceso

completo es complejo e involucra muchos mecanismos fundamentales. Las

soluciones que hoy día ofrece la tubería expandible están basadas en modelajes

analíticos, pruebas de laboratorio y novedosos mecanismos de expansión.8

En su forma más simple, los sistemas tubulares expandibles involucran el trabajo

en frío del acero en el fondo del pozo. Considerándose para este caso como

trabajo en frío a toda operación donde la temperatura de trabajo de la herramienta

no sobrepasa los 300 ºC. Un cono y un mandril en la que el cono está montado

comprenden los componentes principales del sistema que mecánicamente y

permanentemente deforman o expanden la tubería en un proceso de deformación

plástica. La presión hidráulica aplicada directamente al conjunto mediante el

bombeo de fluido a través de la sarta de trabajo que está conectada al conjunto,

impulsa al conjunto a través de la tubería, logrando así la expansión de la tubería

en su región plástica del material. De esta manera se reduce sensiblemente

cualquier defecto del acero a la vez de que se incrementa su resistencia a la

fractura. Donde las propiedades mecánicas de la tubería son especialmente

críticas para un proceso de expansión exitosa (por ejemplo, la capacidad de

estallido y la fuerza de tensión), tolerancias de fabricación de la tubería (por

1. 8

Halliburton Company, Redtech, VersaFlex® liner hanger system, bringing simplifications and Reability to liner

hanger installation, 2007.

64

ejemplo, espesor de pared y ovalidad), el diseño tubular de conexión, el diseño del

cono y la lubricidad entre el cono y la tubería a ser expandida.

El sistema de colgador de liner expandible cuenta con todos los equipos y

herramientas necesarias para la respectiva instalación con los más altos

estándares en cuanto a perforación y producción.

El cuerpo integrado del colgador/empaque y el receptáculo de la herramienta de

asentamiento del colgador (TBR), son los componentes centrales de este sistema

junto con el equipo de flotación. El objetivo de reducir partes móviles como el

receptáculo de la herramienta de asentamiento es evitar la etapa de cementación

remedial en el tope del liner.

Las Herramientas de Asentamiento del Colgador de liner de tercera generación

son llamadas “Herramientas de Alto Torque” debido al índice de torque de las

herramientas diseñadas en 7”, 7 5/8” y 9 5/8”. El nombre lleva a una ligera

equivocación debido a que sus rasgos principales son muchas de las

características adicionales en sus diseños, tales como: alto índice de torque,

asentamiento primario de flapper, manipulación mecánica para asentamiento de

reemplazo y manipulación mecánica para liberación de contingencia mediante el

corte de pines.

Figura 4.9: Colgador de liner expandible VersaFlex.

Fuente: Halliburton Company, Completions Technologies, ELH VersaFlex® Document

4.5.1 EQUIPOS.

Los equipos correspondientes al sistema de liner con colgadores expansibles, son

aquellos que se los corren y se quedan en el pozo, es decir son parte permanente

de la construcción del pozo. Los equipos serán mencionados y desarrollados a

continuación:

Tie Back Pullished Bore Receptacule (PBR)

Cuerpo del colgador de liner expandible

Runing Sub

Adaptador Sub

Equipo de flotación

65

4.5.1.1 Unidad Tie Back Pulished Bore Receptacule

Equipo ubicado sobre el cuerpo del colgador diseñado para soportar rangos

máximos de Presión. Elcual proporciona un receptáculo de diámetro interno para

liner Tieback. El Tie Back PBR también protege alconjunto de herramientas de

corrida, evitando que esta se dañe durante la corrida, limpieza yoperaciones de

cementación y cuenta con su propia conexión Premium para un gran espesor

depared y sello metal · metal con el cuerpo del colgador. También proporciona un

perfil para elcasquete equilibrado anti · escombros. El PBR puede observarse en

el siguiente.

Figura 4.10: Tie Back PBR

Fuente: Weatherford,Launching Liner Hanger Technology.

4.5.1.1.1 Unidad de sello Tie back.

La unidad de sello tiebackestá diseñada para ser instalada dentro del Tie Back

PBR del colgador del liner. La unidad de sello funciona como puente, que conecta

la parte superior de la sarta de casing, donde se encuentra ubicada con la

superficie.

66

Figura 4.11: Unidad de Sello Tie Back

Fuente: Halliburton, Technical Marketing Document; Liner System.

4.5.1.1.1.1 Características

Las unidades de sello están diseñadas para ser completamente ensambladas

sin necesidad de emplear un localizador para ubicar el tope del TBR.

Las unidades de sello y metalurgía pueden ser seleccionadas y adaptadasa las

condiciones de pozo.

Cuando se asienta directamente un Colgador expandible sobre una Unidadde

Sello TieBack se debe emplear al menos dos juntas de casing entre ellas.

4.5.1.2 Cuerpo del colgador de liner expandible.

Como se observa a simple vista la notoria simplicidad mecánica del cuerpo del

colgador expandible es tan solo una de las varias ventajas que brinda el uso del

colgador expandible sobre los colgadores de liner convencionales. Siendo una de

las ventajas o beneficios más relevantes que ofrece el colgador expandible la

capacidad para rotar y sobre todo reciprocar el liner durante la operación de

cementación con el final de lograr un buen trabajo de cementación. Así como

proporcionar un sello efectivo casing liner y resistir altas tasas de circulación

durante las operaciones de limpieza y gran capacidad de colgamiento que brindan

que le brindan sus elementos elastoméricos.

El colgador de liner expandible cuenta con cinco de estos elastómeros. Cada

sección de elastómeros es vulcanizada a la herramienta con una serie de pernos y

anillos, esto le da un sello hermético en el tope de liner, impiediendo de esta

manera la posible fuga de hidrocarburos (mayormente gas) por segregación, en

caso de una posible mala cementación del liner, y de esta manera evitando las

cementaciones forzadas realizadas para estos casos.

Figura 4.12: Sistema de colgador de Liner VersaFlex

Fuente: Halliburton,Technical Marketing Document; Liner System.

67

El cuerpo del colgador de liner expandible no contiene dispositivos mecánicos de

asentamiento ni componentes externos como cuñas, cilindros hidráulicos o

pistones, lo cual permite que la velocidad de corrida pueda ser mayora a la de los

colgadores de liner convencionales. Su mecanismo de asentamiento hidráulico es

propio de la herramienta (setting tool) que es recuperada, eliminando así

problemas de fugas entre las partes de la herramienta.

El liner puede ser rotado y reciprocado durante la corrida en el hueco o cuando lo

requieran las operaciones de cementación. Las diferentes velocidades de corrida y

torque son previamente acordados en la mesa de trabajo del taladro. Sin embargo

el colgador no puede ser rotado después de asentarse puesto que ya se

encuentra prácticamente adherido al casing debido a la expansión.

El colgador tiene varias facilidades y aplicaciones, se mueve en rangos de

densidad de Lodo 4.2-19.0 LPG (Libras por Galón), con rangos de Temperatura de

40o-350oF (17o-177oC), con aplicaciones en pozos terrestres, offshore y

Deepwater, brindando un sello hermético de gas, elementos sellantes

redundantes. Este colgado de liner no tiene cuñas ni partes de mecanismos

expuestos, nos brinda la capacidad de lavar y escariar en agujero descubierto,

también nos da la posibilidad de tener una mínima secuencia operacional.

Figura 4.13: Esquema de vista en sección de colgador de liner expandible.

Fuente: Halliburton, Technical Marketing Document; Liner System.

68

Gracias su diseño sencillo, durante la cementación de liner, se puede rotar y

reciprocar todo el sistema sin el peligro de una anclación prematura (como sucede

en colgadores de liner empacables, donde la rotación y reciprocación no es

posible), además de brindar un ECD (densidad equivalente de circulación) mínimo,

haciendo mínimo el daño durante la cementación y pudiendo de esta manera

incrementar la velocidad de flujo, y una mínima acumulación de residuo. Se

prueba la anclacion del colgador de liner mediante tensión hacia arriba y abajo de

la herramienta, además que la prueba de hermeticidad tiene que ser positiva.

4.5.1.2.1 Resumen de metalurgia9

4.5.1.2.1.1 Servicio estándar

TBR & Camisa de Ajuste-Material standard Q-125.

Cuerpo de Colgador 80 my equivalente 110 my equivalente

En caso de otro servicio de condición del pozo se requiere análisis de nuestros

metalúrgicos para determinar el material adecuado.

4.5.1.2.1.2 Servicio de CO2

TBR & Camisade ajuste-Material S-13Cr 105KSI My (min. yield)

Cuerpode Colgador-S-13Cr proprietario95KSI My

Servicio de CO2 en condición del pozo se requiere análisis metalúrgico para

determinar el material adecuado.

4.5.1.2.1.3 Servicio de H2S

TBR & Camisa de Ajuste-Material Incoloy825 110 KSI My

Cuerpo de Colgador-Incoloy825 proprietario110 KSI My

Servicio de H2S en condición del pozo se requiere análisis de metalúrgico para

determinar el material adecuado

4.5.1.2.2 Sistema de alto torque.

Cuando se tiene problemas en el pozo como formaciones deleznables,

pagamiento diferencial, o pozos horizontales extensos, las capacidades de alto

torque son necesarias para los sistemas de liner y colgadores de liner. Los

colgadores de liner expandible nos da una ventana mas amplia de capacidad de

torque durante la operación de corrida de liner, en comparación con los colgadores

de liner convencionales.

9Halliburton Company, Technical Marketing Document, VersaFlex® liner systems, Halliburton Completion

tool, 2009.

69

Tabla 4.5: Capacidad de torque para colgadores de liner expandibles.

Fuente: Halliburton Technical Marketing Document; VersaFlex Hanger Liner System.


Reduce riesgos. Multiples elementos de sellos redundantes.

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.

4.5.1.3 Camisa de asentamiento

Figura 4.14: Camisa de asentamiento

Fuente:Weatherford, Launching Liner Hanger Technology.

70

La camisa de asentamiento tiene tres perfiles que están basados en sistemas de

liner convencionales y que se han adaptado a los sistemas de liner expandibles.

Un perfil de alto torque para rotación, fresado, empuje y perforación. Un segundo

perfil para la herramienta de corrida que lleva el peso del liner y un tercero para

proporcionar un sello enla corrida sarta liner mientras se circula y se cementa.

4.5.1.4 Adaptador de liner (Cross Over)

Permite adaptar el Sistema de colgador de liner expansible al liner.

Figura 4.15: Adaptador de Liner (XO).

Fuente:Weatherford, Launching Liner Hanger Technology.

4.5.2 HERRAMIENTAS DE ASENTAMIENTO DE ELH

Con el transcurso del tiempo la herramienta que ha sufrido mayores

modificaciones es la herramienta de asentamiento del colgador de liner

expandible. Se diferencian estos cambios en tres generaciones, las cuales se

tratan y se presentan a continuación.

4.5.2.1 Primera generación: Herramienta de asentamiento con bola.

Figura 4.16: Herramienta de Asentamiento con bola.

Fuente: Halliburton, Technical Marketing Document, Liner System.

La expansión del colgador (asentamiento) es llevada a cabo mediante una juntade

herramientas de asentamiento del liner que actúan hidráulicamente. Este sistema

único provee el mecanismo de expansión necesario, los sellos para

71

lacementación, una junta de portaherramientas que lleva el peso del liner y

lotransfiere a la sarta de perforación y una junta indicadora de expansión.

La junta de herramientas de corrida o asentamiento ofrece un sistema deliberación

primaria y secundaria que da mayor fiabilidad.

4.5.2.1.1 Características destacables de la herramienta de asentamiento.9

4.5.2.1.1.1 Válvula Crossover.

Válvula Crossover. La válvula crossover presenta varios elementos claves en la

herramienta de asentamiento; incorpora un sello que actúa en dos direcciones

para mantener la presión estabilizada en el sistema cuando se está realizando la

corrida en el hueco. La válvula también tiene múltiples puertos que permiten el

flujo de fluidos para generar presión hidráulica de expansión y retorno de fluidos

durante el proceso de expansión. Para generar un sello en el TBR, la válvula

crossover también forma el límite superior de la cámara de presión creada durante

la expansión.

Figura 4.17: Corte seccional a través de la válvula de asentamiento y válvula

Crossover.

Fuente: Halliburton, Technical Marketing Document, Liner System.

4.5.2.1.1.2 Ensamble del cono de Expansion.

Para cada rango de peso que el colgador va a soportar se requiere un solo

ensamblaje del cono de expansión. El cono de expansión se ubica en la parte

inferior de la cámara de presión durante la expansión y proporciona el sello inferior

a la cara de expansión, la cual es generada en el área de transición entre el TBR y

el cuerpo del colgador.

9Halliburton Company, Technical Marketing Document, VersaFlex® liner systems, Halliburton Completion

tool, 2009.

72

El sello inicial es mantenido mediante presión de contacto dada mediante el

resorte de compresión en el ensamblaje. Se desplaza hacia el frente generando la

expansión. El sello metal - metal que se genera entre el cono y el cuerpo del

colgador hace que se incremente la presión y se comprima el resorte en el

ensamblaje de la herramienta para realizar el desplazamiento

Figura 4.18: Corte transversal del cono de expansión.

Fuente: Halliburton,Technical Marketing Document, Liner System.

4.5.2.1.1.3 EnsambleDel Collet

Los collets están unidos en la camisa de asentamiento(setting sleeve) del cuerpo

del colgador. Estos actúan para transferir la carga de lasarta del liner del wellbore

al drillpipe. Además de que también se encargan detransmitir torque al liner a

través del contacto con el colletretainer/torque adapter. Los collets son liberadas al

final del proceso de expansión por el movimiento hacia abajo de la herramienta de

asentamiento.

Figura 4.19: Corte transversal del ensamble del collet.

Fuente.Halliburton, Technical Marketing Document, Liner System,.

73

4.5.2.2 Primera generación: Modificación de la Válvula Flapper.

4.5.2.2.1 Ensamble de la Válvula Flapper.

El conjunto de modificaciones de la válvula flapper solo aplica para colgadores de

liner de 7”,7 5/8” y 9 5/8” que fueron los primeros colgadores desarrollados.

Este conjunto cuenta con un mecanismo de asentamiento primario que permite

que este sea convertido de un mecanismo ball drop a uno flapper, mediante una

técnica de asentamiento de contingencia ball drop. La operación del flapper

cumple con el mecanismo de asentamiento probado tal como fue diseñado para la

2ª generación de herramientas de asentamiento de colgadores de liner 11 ¾” – 13

5/8”.

Figura 4.20: Modificación de la Válvula Flapper.

Fuente. Halliburton,Technical Marketing Document, Liner System.

4.5.2.3 Diseño de Contingencias.

Se requiere un mecanismo que permita retirarla herramienta de asentamiento

después ser corrido y asentar el colgador de liner.

Figura 4.21: Asentamiento de peso de contingencia.

Fuente. Halliburton,Technical Marketing Document, Liner System.

74

La cantidad de peso requerido para soltar la herramienta depende del número de

pines de seguridad instalados, teniendo en cuenta que para cada pin se requiere

un peso de 11.965 lb y que sólo pueden ser instalados un máximo de 16 pines, lo

que requiere una fuerza de 191.440 lb. De peso para cortarlos. Por esto, el

número de pines a colocar es previamente calculado en base a la sarta de trabajo

que va ser utilizada para bajar el liner.

4.5.2.4 Segunda Generación: Herramienta de Asentamiento del ELH.

4.5.2.4.1 Flapper.

Las herramientas de asentamiento de colgadores de liner de la segunda

generación fueron diseñadas inicialmente para diámetros más grandes, como 11

¾” y 11 5/8”.

Estas presentaron algunas mejoras sobre las herramientas de la 1ª generación en

cuanto a que el mecanismo de asentamiento primario era un diseño flapper y los

pines de liberación de contingencia podían ser movidos permitiendo un diseño

ajustable en campo.

Figura 4.22: Herramienta de Asentamiento de un colgador de liner de

Segunda Generación.

Fuente.Halliburton, Technical Marketing Document, Liner System,.

La válvula del crossover, el ensamble del cono de expansión y del collet

básicamente son de la misma talla para los diseños más grandes. Estas

herramientas tienen un esfuerzo de torque de aproximadamente 45 000 ft/lb, lo

cual hace que las herramientas sean una de las más altas en cuanto a esfuerzo de

torque en la industria

75

4.5.2.5 Tercera Generación: Herramienta de Asentamiento del ELH

4.5.2.5.1 Herramienta de alto torque.

Las Herramientas de Asentamiento del Colgador de liner de tercera generación

son llamadas “Herramientas de Alto Torque” debido al índice de torque de las

herramientas diseñadas en 7”, 7 5/8” y 9 5/8”. El nombre lleva a una ligera

equivocación debido a que sus rasgos principales son muchas de las

características adicionales en sus diseños, tales como: alto índice de torque,

asentamiento primario de flapper, manipulación mecánica para asentamiento de

reemplazo y manipulación mecánica para liberación de contingencia mediante el

corte de pines.

Figura 4.23: Sección del Mandril d una Herramienta de Alto Torque

Fuente.Halliburton, Technical Marketing Document, Liner System.

4.5.2.5.2 AsentamientoPrimariodel Flapper.

Figura 4.24: Asentamiento Primario del Flapper.

Fuente. System, Halliburton, Technical Marketing Document, Liner.

El Asentamiento Primario del Flapper funciona igual que el diseño de herramientas

de 2ª generación. La válvula crossover, el ensamble del cono de expansión y del

76

collet básicamente son lo mismo con sólo algunas modificaciones en comparación

con las herramientas de 1ª y 2ª generación.

4.5.2.5.3 AsentamientoSecundariodel Flapper.

El Asentamiento Secundario del Flapperfunciona por manipulación mecánica,

rotando la herramienta a mano izquierda, locual que permite que la camisa con

ranura en forma de J sea rotada y reubicadahasta que golpee a la herramienta en

forma ascendente. Esta a su vez asegura elasiento de bola superior y mueve

físicamente la camisa hacia arriba permitiéndoleal flapper caer en la silla.

Figura 4.25: Asentamiento Secundario del Flapper.

Fuente. Halliburton, Technical Marketing Document, Liner System,

4.5.2.6 Liberación de contingencia (Sin pines de Corte).

La eliminación de los pines de seguridad de este diseño ofrece algunos beneficios

para desconectar la herramienta en condiciones difíciles. La liberación de

contingencia durante estos tipos de despliegues está limitada sólo a la fuerza de

expansión requerida para expandir el cuerpo del colgador, la cual es generalmente

superior a 100 000 lbs.- fuerza.

La Liberación de Contingencia funciona por manipulación mecánica, rotando la

herramienta a mano izquierda, lo cual permite que la camisa con ranura en forma

de J sea rotada y reubicada hasta que golpee a la herramienta en forma

ascendente. Esta a su vez asegura el asiento de bola superior y mueve

físicamente la camisa hacia arriba permitiéndole al flapper caer en la silla. Una vez

la herramienta ha golpeado, la camisa con ranura en forma de J en posición

bloqueada se golpea hacia abajo hasta desplazar el mandril, el cual a su vez

desplaza hacia abajo el soporte del collet, facilitando por último la liberación de la

herramienta de asentamiento.

77

4.5.3 SECUENCIA OPERATIVA GENERAL.4

De una manera resumida y simplificada pondremos los pasos principales para la

instalación del liner y el colgador de liner expandible:

Perforar el hoyo.

Correr el liner.

Bombear cemento.

Figura 4.26: Corrida de liner y desplazamiento de cemento

Fuente:Halliburton Company, Technical Marketing Presentation,

Liberar el top plug,

Asentamiento sobre el bottomplug.

Lanzar esfera de asentamiento.

Llegada al asiento.

Presurizar hasta 3500 – 5000 PSI para provocar la expansión.

Descarga de presión automática.


78

Descargar presión.

Colocar peso para liberar el collet.

Liberar setting tool.

Figura 4.27: Expansión del colgador de liner y liberación del setting tool.

Fuente:Halliburton Company, Technical Marketing Presentation,

79

4.5.4 VENTAJAS Y BENEFICIOS DEL COLGADOR DE LINER EXPANDIBLE5

No se requiere remediar la boca liner.

No tiene partes móviles, no existe tortuosidad.

Mejora los resultados en la cementación.

Elimina riesgos de pre – anclaje.

Puede ser rotado y reciprocado.

Puede expandirse en revestimiento de cualquier dureza.

Instalación en un solo viaje.

Reduce los tiempos de corrida de liners

Liberación mecánica de la herramienta.

Elementos de sello tienen un ajuste perfecto

4.5.5 CONSIDERACIONES DE DISEÑO DE SISTEMAS DE ELH

Las consideraciones para el diseño inicial de sistemas de colgadores de Liner

Expandibles incluyen los siguientes puntos.

Incorporar características tubulares expandibles sólidas en las uniones de

anclas expandibles para proporcionar una máxima capacidad de carga axial e

integridad de la presión en el espacio anular liner/casing.

Minimizar el diámetro externo del colgador de Liner expandible para un mayor

paso libre en la corrida mientras que se mantiene la carga axial y desempeño

de la Presión.

Proporcionar capacidad reciprocante y rotacional al conjunto de herramientas

de asentamiento y corrida del liner.

Incorporar sistemas convencionales de tapones limpiadores de cemento y

equipo de flotación estándar en el sistema de colgador de liner expandible.

4.5.6 ESPECIFICACIONES DEL SISTEMA

Las especificaciones iniciales sobre colgadores de Liner expandible incluyen lo

siguiente:

Capaz de asentarse en casing de 9 5/8”, 47 a 53 lb/ft.

Capaz de suspender un mínimo de 250000 libras de peso de liner a 250 ºF con

elastómeros estándar compuestos de nitrilo (otros compuestos están

disponibles para incrementar el rango de temperatura a 400 ºF).

Proporcionar una presión de trabajo para estallido de 8000 psi y presión de

colapso de 4000 psi.

5Halliburton Company, Paper H05234, 2009.

80

Calificar al sistema hacia las directrices ISO 14310 para sistemas de

empacadura.

4.5.7 CALIFICACION DEL SISTEMA

Las pruebas de calificación inicial incluyen lo siguiente:

Pruebas potenciales a los materiales del cuerpo del colgador de liner

expandible para determinar los parámetros de expansión y adecuación. Esta

evaluación también incluye técnicas de Análisis del Elemento Finito (FEA).

Prueba de calidad de adherencia de varios elastómeros cuando se aplica al

cuerpo del colgador de liner.

Determinación de las características potenciales de los elastómeros cuando se

exponen a temperaturas y fluídos del pozo.

Determinación de las características de expansión del cuerpo del colgador de

liner con bandas elastoméricas in situ.

Calificación de la capacidad de carga mecánica e integridad de presión cuando

se expande dentro del revestimiento anteriormente asentado.

Pruebas de funcionamiento del conjunto de herramientas de asentamiento y

corrida de liner.

Pruebas a gran escala en un simulador de pozo profundo al sistema de

colgador de liner expandible.

81

CAPITULO V

APLICABILIDAD DEL SISTEMA DE COLGADOR DE LINER

EXPANDIBLE ELH EN EL POZO PNW – 5D

5 INTRODUCCION

En este capítulo, realizaremos la aplicación del sistema de colgador de liner expandible VersaFlex, de la compañía Halliburton, ejecutado en la sección de liner de 7” para hoyo de 8” del pozo PNW-5D (PALOMETILLAS NOR WEST 5 DIRECTIONAL), en la cual solo realizaremos el dimensionamiento de nuestro liner y la herramienta de trabajo, en función al colgador, y el programa de corrida, cementación y anclaje del colgador de liner expandible. Cabe destacar que varios de los puntos presentes en este capítulo se basan en el programa de perforación del pozo PNW-5D, que tiene ciertos objetivos, se hará especial énfasis en el tramo 8 ½” del pozo, donde será de nuestro interés para la aplicación de nuestra herramienta.

5.1 INFORMACION DEL POZO PNW - 5D

YPFB CHACO S.A. es operador del campo Palometas, que se encuentra ubicado en la provincia Sara del Departamento de Santa Cruz, y forma parte del Complejo Estructural Santa Rosa, conjuntamente con los campos Junin, Santa Rosa Oeste y Humberto Suarez Roca. Como parte del desarrollo de este campo, se ha planificado la perforación del pozo Palometas NW 5D (PNW-5D).

El proyecto PNW-5D es un pozo dirigido de +/- 2758 m MD, 2647 m TVD, 17.3° de inclinación y 279.9° Azimut cuyo objetivo principal son las reservas de gas con capacidad productiva probada (P1) en el reservorio de la Ar. Ayacucho en la formación Roboré. Como objetivos secundarios, se esta considerando el reservorio de la Ar. Piray en la formación Roboré & la Ar. Sara de la formación El Carmen.

El diseño para la perforación del pozo direccional PNW-5D comprende de tres tramos. El primer tramo (vertical) será perforado con trépano de 17 ½” hasta +/- 450 m para entubar con cañería superficial de 13 3/8”. El segundo tramo (curva) será perforado con trépano 12 ¼” desde 450 m hasta 2063 m MD, el mismo será entubado con cañería intermedia/producción 9 5/8”. El tercer tramo (curva - tangente) será perforado con trépano 8 ½” desde 2063 m MD hasta 2758 m MD, será entubado con liner 7”.

Enloqueserefierealaspresionesdereservorio, se está considerando un gradiente de presión 0.432 Psi/ft. Se espera una máxima presión de 3749 Psi equivalente a 8.31 ppg en fondo de pozo. La temperatura según datos pozos offsets tiene un

82

gradiente 1.5°F/100 ft, con este gradiente, se espera una temperatura máxima de 210°F en fondo de pozo.

Considerando estos gradientes, se tiene programado utilizar en el tramo 17 ½” un lodo base agua (Bentonítico Extendido) de 8.7 -9.1 ppg. Para el tramo 12 ¼” se utilizará un lodo base agua (KlaShield densificado con Baritina) de 9.6-9.7 ppg& para el tramo 8 ½” se tiene previsto utilizar un lodo base agua (KlaShield RDF densificado con CaCO3) de 9.6 ppg. Con estas densidades, estaremos llegando a fondo de pozo con un sobre balance de +/- 582 Psi.23

5.1.1 Objetivos Proyecto Perforación Pozo PNW-5D

El proyecto PNW-5D destaca cuatro niveles de objetivos:

5.1.1.1 Objetivos estratégicos

Producción de gas y condensado de la Arenisca Ayacucho (Formación Roboré) como objetivo principal y la Arenisca Piray (Formación Roboré) y Formación Sara (Formación El Carmen) como objetivo secundario.

Acceso a Producción.

Producción inicial a un caudal de 4.2 MMPCD de gas (P50)

Incrementar la capacidad de proceso de la Planta de Santa Rosa.

5.1.1.2 Objetivos Técnicos

Perforar pozo direccional para entrar al target con un radio de tolerancia de +/- 20 m.

Obtención de registros de buena calidad de información de los reservorios.

Minimizar daño a la formación utilizando las recomendaciones de BP en la etapa de perforación del reservorio:

o Utilizar fluido de perforación diseñado para reducir daño de formación.

o Densidad de fluido de completación 9.1 ppg, mínimo overbalance (diferencial de +/- 250 psi)

o Sello adecuado para el tamaño de poro (garganta de poro).

Conseguir buena aislación con la cementación de la cañería13 3/8”, 9 5/8” y el Liner de 7”

Asegurar la integridad del equipo superficial y de completación.

5.1.1.3 Objetivos Operacionales

Llegar a +/-15% de CAPEX.

Alcanzar a:

23

YPFB CHACO S.A. Programa de perforación PNW-5D, Abril 1012.

83

o 35 días/10.000 ft en PERFORACION hasta el hueco productor 8 ½”. o 17.7 días de COMPLETACION.

o NPT Perforación ≤10 %.

o NPT de Completación ≤10 %.

5.1.2 DIAGRAMA DEL POZO

Figura 5.1: Diagrama del pozo PNW-5D

Fuente:YPFB CHACO S.A, Programa de Perforacion PNW-5D,

84

5.1.3 DATOS BASICOS DEL POZO

Tabla 5.1: Información básica del pozo PNW-5D

BLOQUE PALOMETAS NW

POZO PNW-5D

OPERADOR YPFB CHACO SA

COORDENADAS SUPERFICIE X: 436.438.84 mE

Y: 8`123.322.99 mE

ELEVACION

Zt: 220.96 m

Asr: 6.5 m

Zr: 227.46 m

Fuente:YPFB CHACO S.A, Programa de Perforacion PNW-5D,

5.1.4 PROGNOSIS GEOLOGICA

Tabla 5.2: Prognosis geológica de las formaciones a atravesar.

Fuente: YPFB CHACO S.A Programa de Perforacion PNW-5D

5.1.5 INTERVALO IV: AGUJERO 8 1/2"

5.1.5.1 INFORMACIÓN GENERAL

En esta sección se va a perforar el agujero direccional 8 ½” (sección tangente)

para ingresar a las formaciones Ar.#1, Ar.#2, Ar. Ayacucho & Ar. Piray & Ar. Sara

hasta llegar al TD en 2758 m MD & 2647 m TVD. Para alcanzar esta profundidad,

se ha programado 1 carrera con un BHA c/MF 6 ¾” & MWD con un viaje corto

intermedio en 2410 m.

Previo viaje corto antes de sacar herramienta direccional, se tomaran 2 carreras

de registro eléctrico con Wire Line. Así mismo, previa carrera de calibración se

correraCañeria 7”, N-80, 29 ppf, Conexión ANJO hasta la profundidad total. Como

fluido de perforación, se utilizará un lodo base agua Klashield RDF con densidad

9.6 ppg.

85

5.1.5.2 Objetivos

Atravesar la formación Limoncito, Ar.#1, Ar#2, Ar. Ayacucho, Ar. Piray y Ar.

Sara. Mantener trayectoria programada del pozo para ingresar al Target

limitado por 20 metros de radio.

Mantener la separación programada del pozo PNW-5D con el pozo PNW-

4D & PNW-X1 (Evitar colisión)

Aplicación de las “Recomendaciones de las Prácticas Operativas”.

Lograr tomar registros eléctricos de evaluación.

Cubrir agujero 8 ½” con Liner 7”.

Asegurar calidad de cemento desde el zapato Liner 7” hasta la boca de

liner.

5.1.5.3 Desafíos

Perforar agujero direccional 8 ½” sección tangente desde 2063 m hasta

2758 metros.

Mantener trayectoria del pozo para ingresar dentro del target limitado por 20

metros de radio.

Identificar claramente el tope de la formación Sara para perforar +/- 20

metros más por debajo de esta base. El TD del pozo estará definida por

este tope.

Preservar o minimizar el daño a la productividad de la formación Ayacucho,

Piray & Sara como reservorio primario.

Aplicación de las “Recomendaciones de Prácticas Operativas” con enfoque

el la limpieza de pozo, para reducir riesgos y minimizar tiempos.

Correr registro eléctrico en la arenisca, Ayacucho, Piray & Sara.

Bajar Liner 7” hasta cubrir las arenas objetivo. Asegurar el asentamiento de

la cañería en fondo de pozo.

Cementación adecuada que garantice buena aislación de las formaciones,

Limoncito, Ar.#1, Ar.#2, Ayacucho, Piray & Sara.

5.1.5.4 Corrida y cementación de liner14

5.1.5.4.1 Diseño y selección de liner

Para el diseño y selección del liner, se lo realiza en programas, tales como

“WellPlanning” o “Drilling Office”, que se ocupan de determinar las cargas y

esfuerzos que sufrirá esta tubería de revestimiento, realizan los análisis de

colapso, reventamiento análisis triaxiales con flexión y sin flexión (puesto que

14

Texas Iron Works, documento seminario completo “Liner Expandible, procedimiento de ensamblaje, partes y

procedimiento de corrida”

86

nuestra tubería será ligeramente sometida a flexión por la geometría del pozo)

bajo ciertas condiciones, así también tenemos selección de la cañería a utilizar en

nuestro pozo (tubería grado N-80). a continuación mostraremos la gráfica de

diseño de la ventana operacional para el liner de 7” grado N-80.

Grafica 5.1: Ventana operacional para el liner 7" Grado N-80

Fuente: YPFB CHACO S.A,Programa de Perforacion PNW-5D,CasingDesign,

87

Tabla 5.3: Resumen de programa de tuberías para PNW-5D

Fuente: YPFB CHACO S.A,Programa de Perforación PNW-5D,CasingDesign,

Grafica 5.2: Diseño del liner N-80 para reventamiento.

Fuente: YPFB CHACO S.A,Programa de Perforación PNW-5D,CasingDesign

88

Grafica 5.3: Diseño de liner N-80 para colapso.

Fuente: YPFB CHACO S.A,Programa de Perforación PNW-5D,CasingDesign

89

En este caso, no es necesario el diseño manual y/o cálculos para la selección de

la tubería de revestimiento corta (Liner), puesto que toda esta información es

calculada por ciertos programas y está a disposición en el plan de perforación. A

continuación mencionaremos algunas propiedades de nuestro liner de 7”

seleccionado:

Tabla 5.4: Propiedades del Liner seleccionado de 7"

PROPIEDADES CAÑERÍA 7”, 29ppf, N-80 Conex. ANJO

Peso

Grado

Conexión

ID

(in)

Conex. OD

(in)

Drift

(in)

Espesor

Pared

(in)

Min. Resistenc

ia Tensión

B/J

(Klb)

Resistencia Reventamie

nto

(psi)

Resistencia

Colapso

(psi)

Torque Ajuste:

Min/Opt/Máx

(lb.ft)

29, ppf

N-80

ANJO

6.184

7.177 6.059

0.408 676

471

8160 7030 5200 Mín.

6000 Máx.

Fuente: YPFB CHACO S.A,Programa de Perforación PNW-5D.

5.1.5.4.2 Cementación de liner de producción 7”.

Realizar operación de cementación Casing 7” con 1 lechadas de Cemento de

acuerdo a programa de cementación BJ.

5.1.5.4.2.1 Líneas guía de cementación liner 7”.

El procedimiento final detallado de la cementación será desarrollado previo a la

bajada de la cañería de acuerdo a las siguientes líneas guía:

5.1.5.4.2.1.1 Objetivo23

Cubrir con cemento la cañería de 7” para lograr integridad del zapato y el

aislamiento adecuado de los objetivos Ar.Ayacucho, Piray & Sara con 1

lechadas principal 15.6 ppg con propiedades de control de filtrado y control

de gas.

23

YPFB CHACO S.A. Programa de perforacion PNW-5D, Abril 1012.

90

5.1.5.4.2.1.2 Requerimiento de contingencia:

Lechada diseñado con suficiente tiempo de bombeabilidad. Disponer

cemento clase “G” excedente considerando lavado excesivo de hueco.

5.1.5.4.2.1.3 Parámetros de diseño

TVD/MD RT : 2758 m /2647 m

BHST /BHCT: 210 °F / 160 °F.

Para efectos de cálculo, se está considerando un diámetro promedio de pozo de

9”

5.1.5.4.2.1.3.1 ESPACIADORES

MCS Spacer 50 bbl

Mud Clean 50 bbl

MCS Spacer 50 bbl

Mud Clean 50 bbl

5.1.5.4.2.1.3.2 DESPLAZAMIENTO:

Desplazar con +/- 202 BBl de Lodo.

Tabla 5.5: Propiedades del cemento a utilizar.

Propiedades Principal Relleno

Densidad, ppg 15.6

Tipo cemento Clase “G

Volumen, bbl 75

Altura Anillo de cemento 425 m

Bombeabilidad 50/100 BC @ 135°F 04:22 / 05:04 hrs

Resistencia Compresiva 2300 psi @ 210°F @ 24 hrs

Agua libre ml 0

Filtración, ml/30min 50

Fuente: YPFB CHACO S.A, Programa de Perforación PNW-5D.

91

5.1.5.4.2.2 Observaciones técnicas

Probar todas las linead que conectan el camino de cementación (La bomba)

con la cabeza de cementación, probando cada conexión con

aproximadamente 8000 PSI durante 5 minutos.

Controlar el retorno permanentemente durante toda la operación. (BJ –

Halliburton)

Observar presiones máximas a desarrollar.

Chequear equipo de flotación y flujo anular.

Efectuar tope tapón con 500 (presión de cierre) psi por encima de la presión

final de bombeo. Levantar lentamente presión hasta 2500 Psi para probar

integridad del Casing 7” durante 10 min. (Recalcular la presión de prueba

de Casing 7” considerando las limitantes de liner hanger expandible)

Desfogar presión, observar funcionamiento zapato/collar flotador.

5.1.5.4.3 Consideraciones a tomar

Figura 5.2 Esquema del pozo para cálculos de volúmenes.

Fuente: Elaboracion Propia

92

En las consideraciones tomadas en el plan de perforación del pozo PNW 5-D, para

la cementación del liner tenemos que se realizan los cálculos de volúmenes para

cemento con un diámetro de pozo de 9” con un exceso de cemento de 50%. Sin

embargo los datos que tenemos que tomar, según los resultados obtenidos tanto

por el cálculo de diámetro mediante el control de sólidos, registro de pozos

(CALIPER), y el cálculo hecho mediante el envío y retorno de un bache, tenemos

un diámetro de pozo promedio de 9.27”, y usaremos un 50% de exceso para el

cálculo final del volumen.

5.1.5.4.3.1 Cálculos de volúmenes de cementación

El volumen desplazado será:

[ ]

(( ) ) [ ]

[ ]

(( ) ) [ ]

La suma de los volumenes 1 y 2 da la cantidad de cemento necesario para

nuestra cementación de liner:

[ ]

cabe resaltar que para formaciones muy permeables tomaremos cierto margen de

exceso, en nuestro caso; 50% de exceso en la lechada de cemento:

93

[ ]

[ ]

Por lo tanto la cantidad de cemento a desplazar es:

[ ]

[ ]

Y este volumen desplazado lo realizaremos con fluido de perforacion , con un

volumen de desplazamiento VD, el cual es el siguiente:

[ ]

[ ]

(( ) )

(( ( ) )

[ ]

Por lo tanto, la secuencia de bombeo seria la siguiente:

50 Bbl MCS Spacer

50 Bbl Mud Clean

50 Bbl MSC Spacer

50 Bbl Mud Clean

321 Bbl de cemento 15.6 PPG Clase “G”

459 Bbl de lodo desplazante

94

5.1.5.4.3.2 Dimensionamiento del liner y el cuerpo del colgador de liner.

Tabla 5.6: Arreglo de liner 7" y arreglo herramientas de corrida line 7"

Fuente: Elaboración Propia.

5.1.5.4.4 Programa de corrida y cementación de liner 7”

5.1.5.4.4.1 Procedimiento de corrida

5.1.5.4.4.1.1 Actividades Pre-Trabajo10

Son medidas de seguridad tenidas en cuenta antes de realizar el trabajo, e

incluyen actividades como: verificar tipos de rosca, diámetros y condiciones

de las herramientas para realizar el trabajo sin complicaciones.

10

Elaboracion Propia en base a Halliburton Company, VersaFlex® Liner Hanger System Best Practices,

2009.

95

La base del casing donde el colgador de liner debe ser asentado tiene que

tener las condiciones de medida adecuadas para el trabajo. Es aconsejable

que se corra un raspador en la base del casing si este ha sido cementado.

I. Torquear las conexiones del colgador de liner según los procesos

internos de la compañía y conectar el pupjoint 5” * 4 1/2”, con los

valores correspondiente de torque.

II. Instalar el conjunto de dardos de cementación de corrida/herramienta

de asentado en la mesa de trabajo.

III. Asegurarse que las juntas del drill pipe sean conejeadas a 2.625” para

permitir el paso de la bola de asentamiento de contingencia de 2.5”

durante el viaje de corrida.

IV. La herramienta de asentado del colgador de liner y la cabeza de

cementación deben tener una conexión 5” 4 1/2" IF los crossover

requeridos de la junta para el dril pipe son dados por la compañía

operadora

5.1.5.4.4.1.2 Proceso de instalación

Se inicia la operación en si con todas las respectivas medidas a tener en

cuenta.

1. Conejear la tubería de drillpipe a 2.625” como minimo durante la

corrida. Además se aconseja conejear cualquier elemento o junta que

se utilice en la sarta de trabajo.

2. Realizar una reunión de seguridad antes de realizar el rig-up de los

elementos del liner.

3. Levantar y correr el liner teniendo en cuenta el orden de cada uno de

los elementos de la sarta de la tubería de revestimiento tal como se

muestra en la tabla 5.5.

4. Instalar el zapato flotador y el collar flotador bajo la supervisión del

Co. Man aplicando soldadura en frio (el zapato flotador puede venir ya

soldado desde ciudad en el liner correspondiente)

5. Continuar corriendo el liner de 7” llenando cada 5 tubos, levantar el

ensamblaje del colgador y llevarlo a la mesa de trabajo.

6. Colocar grasa en el wiperplug y enroscarlo en el Setting tool.

7. Ajuste el crossover de 7 5/8” 33.7# New Vam a la parte inferior del

colgador de liner de Versa Flex. Preste mucha atención para no dañar

el wiperplug. Utilice los siguientes valores de torque.

96

Tabla 5.7: Valores de torque para el crossover 7 5/8" New Vam

MINIMO OPTIMO MAXIMO

THREAD TORQUE [FT-LB] 12100 13400 14700

Fuente: Halliburton.,BestPractices.

8. Proceda a enroscar el colgador del liner al liner de forma lenta. Preste

mucha atención para no dañar el wiperplug.

9. Continúe con la corrida del colgador. Asegúrese de que se tomen

todos los cuidados necesarios para proteger los elastómeros

exteriores del cuerpo del colgador al momento que atraviesen las

BOP`s.

10. Ajustar un tiro de tubería de trabajo al colgador. Ajustar el top drive y

bombear a través del liner para asegurar que la circulación fue

alcanzada, y los elementos de flotación no estén taponeados. Circular

el pozo a capacidad del liner a menos que se esté seguro de que no

hay nada adentro y registrar los parámetros de circulación (tasa de

bombeo, presión de bombeo) como lo especifica las normas de la

compañía prestadora de servicio.

11. Levantar el ensamblaje y registrar peso del liner, colgador y setting

tool.

12. Colocar goma de protección, para asegurar que nada caiga en el pozo.

13. Realizar nuevamente una reunión de seguridad con el equipo de

perforación con el fin de chequear la velocidad de corrida y proceder a

llenar.

14. Mientras se corre el liner, tener cuidado de no exceder el peso de

asentamiento 50 klb sobre la herramienta del colgador. El valor de

corte de 84 klb, es alcanzado con 7 pines en el Setting tool. El limite de

velocidad de bajada es de 2 minuto por tiro (dependiendo las

condiciones del hueco) para minimizar las presiones de admisión,

mantener la presión de surgenciamínima y no sobrepasar el gradiente

de fractura en el hueco abierto.

15. Registre en número de tubería de trabajo mientras se baja el colgador

del liner, esto es muy importante, porque mediante esto pordemos

saber a quéprofundidad nos encontramos, puesto que el zapato del

liner tiene que estar dos metros sobre la profundidad final (2756m

MD), y es parte del dimensionamiento del casing y la herramienta de

trabajo.

97

16. Asegúrese que la tubería de trabajo se mantenga llena de fluido , caso

contrario , llene cada 5 tiros.

17. Antes de ingresar a la sección de agujero abierto, rompa circulación,

anote parámetros y vuelva a desfogar, posterior a eso tome pesos

subiendo y bajando. Tenga mucho cuidado en la sección del agujero

abierto con el peso del asentamiento. El supervisor de la herramiento

del colgador de liner deberá encontrarse en el piso de trabajo todo el

momento.

18. Continúe bajando el liner en agujero abierto de 8 ½” asegurándose de

que la tubería se mantenga llena de fluido.

NOTA: No trate de hacer pasar el colgador por lugares estrechos, puede

ocurrir una liberación prematura del colgador si la carga sobrepasa el valor

de corte de los pines (84 klb efectiva).

19. Una vez en fondo, realiza el espaciamiento de la sarta de trabajo para

permitir la posterior instalación de la cabeza de cementación y asi

poder llevar a cabo la cementación y expansión del colgador de liner.

NOTA: Verifique que los pupjoints estén en locación y la longitud a levantar

una vez tocado fondo (YPFB CHACO, no recomienda asentar y tocar fondo

de pozo).

20. Utilizando las bombas del equipo , bombear un volumen total de

tubería para establecer circulación y acondicionar el agujero para

cementar.

21. Levante la cabeza de cementación y arme sobre la sarta de trabajo.

Asegúrese de que el indicador de bandera del tapón este en posición.

22. Monte las líneas de alta presión hasta la cabeza de cementación. Así

mismo monte el sistema de datos de presión para registrar muestras

de presiones con intervalos de un segundo durante la expansión.

23. Pruebe las líneas de superficie utilizando la unidad de cementación

hasta 7500 PSI.

24. Bombear los volúmenes de espaciadores.

25. Bombear el cemento y el fluido de desplazamiento según el

cronograma de cementación utilizando la bomba de cementación.

26. Lance el dardo y desplace utilizando la bomba de cementación.

NOTA: Una vez el dardo liberado, el caudal bombeado debe ser consistente y

se debe evitar cualquier falla en las bombas. Si el dardo se detiene, se puede

aumentar la tasa de bombeo para reiniciar el movimiento del mismo. Este

caudal puede ser a lo mucho 6 -8 bpm.

98

27. Cuando el dardo se encuentra a 10 bbl del wiperplug. El wiperplug se

liberará con 1.350 psi como liberación primaria.

Si la presión de bombeo incrementase, continúe presurizando hasta

llegar a 3.150 psi, para liberar el tapón por su método secundario de

liberación

NOTA: Coloque corte de bomba automático en la unidad de cementación

@3.500 PSI.La liberación primaria del Wiper Plug se logra al cortarse 5 pines

de bronce (P=F/A =5 x 2250lbs/8.33 in2 = 1.350 psi). La liberación secundaria

del wiperplug se logra al cortarse 8 pines de bronce (P=F/A = 8 x 4700

lbs/11.94 in2 = 3150 PSI)

28. Una vez que el wiperplug sea liberado, cuantifique el volumen

controlar el desplazamiento en liner.

NOTA: comprobar y verificar con el representante del cliente los valores de

desplazamiento par el volumen delliner.

29. Una vez el wiperplug se acopla con el landing collar, incrementar la

presión con 500 psi por encima de la presión en superficie. Libere la

presión y observar retornos medir y reportar el total del flojo de

retorno.

NOTA: Si no se viera acoplamiento de tapones en el lading collar, continúe

bombeando un 50% del volumen del shoetrack, si después de esta

operación, aún no se observa acoplamiento, realice reunión para proceder

con los puntos de contingencia.

30. Para proceder a asentar el colgador, primero realice una reunión de

seguridad y revise los procedimientos de expansión. Asegúrese que el

personal esencial esté en comunicación entre sí pro medio de radios.

Verifique que el Setting tool se encuentre en tensión antes de

expandir.

31. Incremente presión a+/500psi a 1 bpm para desplegar el flapper,

regístrese el volumen bombeado y el caudal.

32. Mantenga por 3 minutos y luego desfogue presión a 0 psi para probar

los equipos de flotación.

33. Para expandir el colgador, nuevamente presurice y mantenga el caudal

de bombeo constante a 1 bpm y observe el incremento de presión

constante. El colgador deberá iniciar la expansión entre los 2.800 pasi

y 4.800 pas. Mantenga el caudal constante durante la expansión (hasta

99

que el colgador se asiente) No exceda los 6000 psi. La presión caerá

luego de que se active el bypass interno, indicado que la expansión ha

sido completada. Detenga el bombeo. Los datos de presión caudal y

volumen deben ser recogidos por la unidad de cementación durante el

proceso de expansión.

NOTA: No mover la tubería o liberar presión hasta que la expansión esté

completa (No debe tomar más de 5 minutos).

34. Desfogue la presión y registre todos los volúmenes de retorno de flojo

(si lo hubiera)

35. Tensione 100 klbs de overpull para asegurarse que el colgador esté

asentado.

36. Para liberar el Setting toll, coloque +/- 50 Kls de peso sobre la tubería

hacia abajo, este movimiento es requerido para liberar la herramienta

del colgador.

37. Levante el Setting tool y sáquelo del colgador. Puede que se observen

resistencias de entre 50 a 100 Klbs de overpull a través de cada

elemento. Registrar dichos eventos durante la sacada del colgador. La

medida aproximada para tener la herramienta de servicio fuera del

colgador es de 9,5 mts.

38. Continúe levantando el Setting tool hasta una total de 3m fuera del

TBR y circule por inversa para limpiar el pozo (sin rotar), a un caudal

máximo de 15 bpm.

39. Inicie sacada de Setting tool.

NOTA: No rote la herramienta de servicio, ya que se puede dañar el Setting

tool.

40. Una vez fuera, coloque el Setting tool en los caballetes, limpie y

movilice a la base operativa de Halliburton.

5.1.5.4.4.1.3 Contingencias 24

5.1.5.4.4.1.3.1 Comunicación

Si existieran cambios en la condiciones del pozo, procedimientos o

requerimientos de materiales, los siguientes pasos deben ser tomados en

cuenta:

24

HALLIBURTON COMPANY, esquemas y procedimientos VersaFlex®, 2012

100

Los cambios acordados mutuamente entre el representante de la

compañía operadora y la compañía de servicio deben ser

comunicados a todas las partes involucradas.

Los principales cambios en el procedimiento, originados en locación,

deben ser documentados.

El especialista de la compañía de servicios en locación debe de ser

informado verbalmente.

El especialista de la compañía de servicio remarcará los cambios

efectuados en el parte (job log) al momento de hacer firmar el mismo

por el representante del cliente en locación.

5.1.5.4.4.1.3.2 Contingencia por “no acoplamiento”. Lanzamiento de bola

1. Colocar el Setting tool en tensión antes de expandir el colgador, esto

se logra levantando 40000 lb por encima del peso neutro de la tubería

que contiene el Setting tool.

2. Abra la parte superior de la válvula FOSV para soltar la bola de

asentamiento. Asegúrese de que no hay presión por debajo de la

válvula FOSV. Si es que existiera presión, aislar la cabeza de

cementación cerrando la válvula inferior de la FOSV y libere la presión

antes de soltar la bola.

3. Deje que la bola de 2.5” (por gravedad), caiga sobre su asiento. La

bola deberá viajar a 200 ft/min aproximadamente.

4. Cuando la bola alcance su asiento, aplique presión para iniciar la

secuencia de asentamiento del colgador. Monitorear el incremento de

presión durante la expansión, 0.5 bpm y registrar en intervalos de 1

segundo (volumentotal del shoetrack 5 bbl, si en el desplazamiento no

se desplazó un volumen adicional.)

NOTA. La compañía de bombeo deberá recolectar los datos de presión y

caudal y volumen durante la expansión

5. El colgador deberá iniciar la expansión con una presión de entre 2800

PSI y 4800 PSI. Mantener un caudal constante durante la expansión

(hasta que el colgador este asentado). La presión caera después de

que el Bypass interno se active, indicando que la expansión ha sido

completada, permitiendo a la presión comunicarse con el espacio

anular. La presión caera al detener el bombeo.

6. Desfogue la presión en la bomba. Monitoree y registre el volumen

total.

101

7. Levante el Setting tool y aplique 100000 lbs de overpull por encima del

peso subiendo anteriormente registrado, para confirmar que el

colgador ha sido asentado.

8. Para liberar el Setting tool, colocar 50 klbs (84klbs efectivas) de peso

ssobre el peso de la tubería debajo del punto neutro, debería ser igual

a 6” de movimiento de tubería hacia abajo, este movimiento es

requerido para liberar la herramienta del colgador.

9. Levante el Setting tool y sáquelo del colgador. Puede que se observen

resistencias de entre 50 a 100 klbs de overpull a través de cada

elemento. Registrar dichos eventos durante la sacada. La medida para

tener la herramienta de servicio fuera del colgador es de 9.5mts.

10. Continúe levantando el Setting tool hasta un total de 3 m fuera del TBR

y circule por inversa para limpiar el pozo (sin rotar), a un caudal

máximo de 15 bpm.

11. Inicie la sacada del Setting tool

NOTA. No rote la herramienta de servicio, ya que se puede dañar el Setting

tool.

12. Chequear el Setting tool en superficie por cualquier dañño y

asegurarse que se recuperó la herramienta completa. Limpie

completamente el Setting tool con agua antes de ubicarlo en los

caballetes.

5.1.5.4.4.1.4 Probando el colgador de liner expandible

5.1.5.4.4.1.4.1 Prueba positiva

Cerrar las preventoras del anular o de tubería y presurizar el anular.

Asegurarse de que la presión aplicada más la presión hidrostática al tope

del liner no exceda la presión de estallido del casting. Si eso ocurre se

requiere un packer para hacer la prueba y aislar el casing.

Asegurarse que los tapones de cementación soporten la presión aplicada si

el cemento aún no ha fraguado.

5.1.5.4.4.1.4.2 Prueba negativa

Con packer

1. Correr el packer de prueba hasta unos 50 a 100 ft arriba del tope del

liner.

2. Desplazar el fluido pesado con fluido más liviano.

102

3. Cuando el volumen de fluido liviano apropiado sea desplazado, sentar

el packer y liberar cualquier presión en superficie. Además se debe

estar atento monitoreando el pozo por cualquier fluido proveniente de

este.

Sin packer

1. Levantar la herramienta sentadora a la profundidad requerida por

encima del tope del liner.

2. Circular un fluido más liviano y dejarlo en el pozo.

3. Una vez el fluido liviano haya sido desplazado monitorear el pozo por

cualquier fluido proveniente del mismo.

5.1.5.4.5 Resultados

Se desplego el sistema de colgador de liner expandible hasta la

profundidad de 2756 m (MD). Con lo que se superó cualquier tipo de

obstáculos inesperados en el hueco abierto.

El tapón limpiador del liner, el landing collar y el floatshoe ayudan a

ejecutar una buena cementación primaria para aislar zonas requeridas.

El cono de expansión fijo de manera óptima el colgador y el exceso de

cemento se circuló fuera del pozo.

La empacadura resistió la prueba de integridad de presión de 1200 PSI

por 5 minutos.

Durante toda la operación del liner se tuvo cero tiempos no

productivos (NPT).

103

CAPITULO VI

ANALISIS TECNICO ECONOMICO COMPARATIVO ENTRE

SISTEMAS DE COLGADORES DE LINER

CONVENCIONALES Y SISTEMAS DE COLGADORES

EXPANDIBLES.

6 INTRODUCCION

En este capítulo, desarrollaremos un análisis comparativo a nivel técnico, y otro

análisis comparativo a nivel económico entre los sistemas de colgadores de liner

convencionales y los sistemas de liner expandibles. Para este propósito,

mostraremos ventajas y desventajas de dichos sistemas.

Es de mucha importancia este capítulo, pues, se contrasta las ventajas que tiene

el sistema de liner expandible por sobre los sistemas de colgadores de liner

convencionales, y también podremos realizar un análisis de nuestro caso de

aplicación al pozo PNW -5D, en el cual aplicamos el colgador de liner

expandible, y haremos una comparación teórica de como seria la aplicación

(solo referida a tiempos, costos y posibles problemas) de un colgador de

liner convencional.

6.1 COMPARACION TÉCNICA ENTRE SISTEMAS DE COLGADORES DE

LINER CONVENCIONALES Y COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES.

6.1.1 ROTACION DURANTE LA CORRIDA Y LA CEMENTACION3

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.

3Halliburton Company, Completions Technologies, ELH VersaFlex® Document.

104

En muchos casos, en el proceso de cementación se presenta empaquetamientos,

pero cuando se usa el Liner Expandible 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.

6.1.2 TORQUE Y PESO LÍMITE

Los colgadores de liner convencionales, tienen una ventana operacional limitada

por el peso y el torque, ya que esto provocaría su anclaje prematuro, lo cual

provoca que estas no puedan ser rotadas, y peor aún, si es que existen puntos

críticos de fricción en la corrida a pozo abierto.

Los sistemas de colgadores de liner expandibles, por la simplicidad con la que

cuentan tienen una mayor capacidad de torque, asítambién tienen un mayor peso

limite, este último según las características de la tubería a colgar y la geometría

del pozo.

6.1.3 CAPACIDAD DE CARGA

La capacidad de carga en el liner expandible es mayor a 580000 lbs. Esto fue

comprobado, ya que el Liner Expandible 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 7-5/8” x 9-5/8”.

6.1.4 AREA DE FLUJO

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.

Figura 6.1: Área de flujo del liner expandible.


105

Al utilizar un colgador de liner expandible estamos asegurando que el área de flujo va

a permanecer sin variaciones durante la corrida del liner, acondicionamiento del

agujero en el fondo, cementación y desplazamiento.

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.

Figura 6.2Área de flujo para colgadores convencionales


6.1.5 INTEGRIDAD DEL SISTEMA

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, eliminando de este modo las operaciones de corrección (cementación

forzada) en el tope del liner. El diámetro exterior reducido y la superficie lisa del

colgador permiten bombear cemento a mayor gasto, mejorando así el trabajo de

cementación y reduciendo el riesgo de empaquetamiento.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.

6.1.6 REDUCCION DE COSTOS FUTUROS

6.1.6.1 Problemas potenciales en el uso de colgadores de liner

convencionales

En este punto hablaremos de los problemas principales que acarrean los sistemas

de colgadores de liner convencionales, los cuales van a repercutir en mas costos

durante la perforación, ya sean por NTP (tiempo no productivo), o por otros costos

asociados a la remediación de pozo.

106

6.1.6.1.1 Liner no llega a fondo de pozo.

Este problema puede suscitarse como consecuencia de restricciones presentes en

el pozo causando que el liner se quede apoyado sobre una de estas restricciones

impidiéndole llegar a la profundidad total (TD) o también debido a la ausencia de

herramientas que permitan rotación.

6.1.6.1.2 Asentamiento prematuro del colgador durante la corrida

Para un colgador de liner convencional mecánico si por alguna causa y antes de la

profundidad de asentamiento se llega a manipular la sarta de forma que se logre

liberar el pin de la ranura tipo J se activará el mecanismo para su inmediato

asentamiento.

6.1.6.1.3 Problemas con la liberación del Setting tool

Si por alguna circunstancia no se logra transmitir la presión suficiente a la

herramienta de tipo hidráulica no podrá ser liberada, por lo cual se tendrá que

aplicar un segundo mecanismo de liberación en este caso de liberación mecánica

con rotación a la izquierda.

6.1.6.1.4 Insuficiente peso para asentar el packer

Trayectorias no consideradas en el pozo y poco peso de la tubería.

6.1.6.1.5 Fuga en los sellos

Estos sellos no tienen hermeticidad, y en el caso de una mala cementación (ya

que este no se puede reciprocar ni rotar), se tiene que realizar una cementación

forzada. También se debe a un ensamblaje deficiente.

6.1.6.1.6 Desasentamiento del colgador

Al tratar de liberar el Setting tool, se produce este fenómeno, el desanclaje del

colgador.

107

Tabla 6.1. Matriz de problemas comunes en colgadores convencionales y

soluciones dada por colgadores expandibles4

Problema Causa Efecto Potencialtiempop

erdido

Solucion

ELH

Liner no

llega al

fondo

Geometría

Irregular,

ventanas

POOH Liner. Hacer

viaje de

acondicionamiento

1 a 2 días Puede rotar

hasta 25,000

lbs-pie para

pasar

obstruccione

s

El colgador

se pre-

asienta

durante la

corrida

Presencia de

sólidos en el

pozo.

Generalmente POOH.

Hacer viaje de

limpieza. Nuevo Liner

1 a 2 días No puede

pre-

asentarse.

Sin cuñas ni

puertos

La

empoacadur

a se pre-

asienta

durante la

corrida

RIH muy

rápido.

Elementos

lavados por

presencia de

sólidos

No se puede seguir

hasta el fondo. No se

puede circular ni rotar.

Necesario cortar

cuerpo o cuñas del

packer

2 a 6 días Los

elementos

de la

empacadura

no pueden

lavarse. Sin

cuñas.

Colgador no

asienta

Cuñas

trancadas o

armado

incorrecto

Se lleva liner hasta el

fondo. La empacadura

no puede ser

asentada

Mínimo Sin

presencia de

cuñas. No

pasa prueba

de presión.

Herramienta

s no

funcionan

Pobre

comunicación

o

entrenamient

o.

Ensamblaje

incorrecto

Pérdida del pozo Sidetrack No pasa

prueba de

presión si

está

ensamblado

incorr.

Fuente: Halliburton Company, Technical Marketing Document


108

Tabla 6.2Matriz de problemas comunes en colgadores convencionales y

soluciones dada por colgadores expandibles (Continuacion)

Problema Causa Efecto Potencial tiempo perdido

Solucion ELH

Setting Tool no libera

Finos decantados en

el espacio anular

Pérdida del pozo o largas y

costosas operaciones de

pesca

2 a 10 días El sello está localizado en el tope del PBR.

Insuficiente peso para asentar el

packer

Trayectoria no considerada o poco peso de

tubería

Viaje extra con tapermill y

estabilizador. Squeeze en el tope o tie back

2 a 4 días Los elementos son asentados hidráulicament

e

Fuga en sellos

Ensamblaje deficiente

Posible pérdida del pozo

Sidetrack No pasa la prueba de

presión si se ensambla

incorrectamente

Colgador se desasienta. Liner muy

ligero

El colgador se desasienta al

liberar herramientas

Dejar el colgador en el fondo. Posible cementación deficiente. la

empacadura no puede ser asentada

Mínimo Se aplica overpull para

probar asentamiento. Después de asentado el colgador no

puede liberarse

Empacadura no

mantiene presión

Empacadura asentada

sobre imperfeccione

s (cuello)

Asentar packer tie-back sobre el tope del liner después de las operaciones de

limpieza.

2 a 4 días Sistema de sellos

redundantes.

Sistema de liberación

de emergencia

usado

Ensamblaje incorrecto o

decantamiento de sólidos.

El mecanismo de liberación de

giro a la izquierda puede

causar problemas

cuando se corre y rota

1 a 6 días Tanto el mecanismo

primario como el secundario

son hidráulicos.

Fuente: Halliburton Company, Technical Marketing Document

109

6.1.6.1.7 Empaquetadura no mantiene presión

Debido a que no consiguió hacer un sello completo con las paredes del casing y

no se llegue a conseguir integridad de presión en el tope del liner, además de un

ensamblaje incorrecto o decantamiento de sólidos.

6.1.6.1.8 Partes móviles y sello totalmente expuestos.

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.

6.2 ANALISIS ECONOMICO COMPARATIVO ENTRE SISTEMAS DE

COLGADORES DE LINER CONVENCIONALES Y COLGADORES DE

LINER EXPANDIBLES.2

Durante el presente capítulo se desarrollara un análisiseconómico para colgadores

de liner convencionales y expandibles. Se consideran aspectos de campo, como

costos por productos entre ellos, los costos por servicio y finalmente costos en

fallas y reparación para tecnologías convencionales.

6.2.1 COSTOS POR PRODUCTO.

Los datos reportados en la Tabla 6.3. Relacionan cifras económicas de los tres

diferentes tipos de liner hangers: Mecánicos, hidráulicos y expandibles,

considerando para este último caso un tipo de colgador 7” 26 # New Vam. Cada

uno de los tres colgadores se encuentra con sus respectivos productos de fondo

involucrados en la corrida.

Cabe destacar, como se evidencia en la tabla, que estos accesorios como lo son

el crossover, downplug/liner, wiperplug, landing collar, float collar y floatshoe, son

iguales para cada tipo de colgador, ya que no dependen de sí mismos, motivo por

el cual el costo no varía para cada tipo de colgado.

2Halliburton Company, Análisis Econommico para sistemas de Liner, 2010.

110

Tabla 6.3 Costo por producto para colgadores de liner

COSTOS POR PRODUCTOS

PRODUCTO Colgador de liner

mecanico

Colgador de liner

hidraulico

Colgador de liner

expansible

Liner Hanger/Top

Packer 50000 100000 120000

X-over 3000 3000 3000

Down Plug/ Liner 5000 5000 5000

Wiper Plug

LandingCollars 2500 2500 2500

FloatShoe 10000 10000 10000

Total 70500 120500 140500

Fuente: Halliburton, AnálisisEconómico para sistemas de Liners 2010.

Al observar el costo final por producto para cada tipo de colgador de liner se

puede apreciar la notable diferencia de precios entre estos, a pesar de sus

accesorios.

Analizando la relación entre colgadores tipo hidráulicos y de última tecnología, la

elección sería prácticamente un hecho para estos últimos, ya que sus precios son

bastante similares y ofrecen además un gran respaldo en cuanto a confiabilidad y

excelente ejecución.

Por otra parte, al examinar la relación entre colgadores mecánicos y expandibles,

la decisión podría reconsiderarse, ya que el valor de estos últimos es

prácticamente el doble en relación con los colgadores mecánicos.

Esto repercute en gran medida en la venta de este producto, pues a pesar de que

los colgadores de liner expandibles ofrecen grandes beneficios, no resulta ser una

oferta completamente tentativa dado su alto costo. Hecho que es uno de los

principales inconvenientes de esta herramienta en su incursión al mercado.

111

6.2.2 COSTO POR SERVICIO

En la Tabla 5. Se muestra el costo por servicio de un colgador de liner expandible

tipo 7” 26 # New Vam, de la misma clase analizada anteriormente.

Dado que estos precios son estándares en la industria a la fecha de hoy, el costo

por servicios no depende de la herramienta a utilizar; es por esto que sólo se

pueden considerar como factores que afecten el balance económico de estos

colgadores en relación con los convencionales, leves variaciones vinculadas con

la complejidad de la herramienta y el empleo de personal altamente capacitado, en

el cual el costo varía entre $ 600 – $ 800 día, de acuerdo a la compañía

prestadora de servicio.

Tabla 6.4 Costo por servicio de un colgador de liner expandible

COSTO POR SERVICIO

Movilidad 3,5 $/Km

Setting Tool 3000 $/dia

Cemente head 1000 $/dia

Specialista 800 $/dia

Total 4800 $/dia

Fuente: Halliburton,AnálisisEconómico para sistemas de Liners 2010.

6.2.3 AHORRO DE TIEMPO BASADO EN NUESTRO POZO DE APLICACION

PNW-5D

A continuación se presenta un análisis del ahorro en tiempo entre un proceso

convencional, realizado con colgador mecánico o hidráulico y un proceso llevado a

cabo con tecnología expandible.

Esta comparación es hecha, ya que uno de los aspectos importantes a tener en

cuenta en la implementación de un colgador de liner es el ahorro en tiempo de la

operación, y en cuanto a ello, los colgadores expandibles dado su diseño los

hacen ser más rápido a la hora de ser corridos, cementados y sentados, como se

muestra en la Tabla 6.5

Se analizó también el costo de taladro. Esto teniendo como partida el costo en

tierra como de $ 30000/día aproximadamente y en promedio con respecto al

equipo de perforación que se utilizó (1500 HP) y al conjunto de servicios entre

112

sistemas de fluidos, Mud logging, MWD/Direccional y otros, los cuales tienen una

alquiler por día. El ahorro en cuanto a la implementación de un colgador de

liner expandible es de $53137.5

Tabla 6.5 Ahorro de tiempo entre un colgador expansible y un colgador

convencional.

COLGADOR

CONVENCIONAL [Hr]

AHORRO

VERSAFLEX[Hr]

DP 4,58 4,58

HVDP 1,83 0,67

LINER 18,33 6,67

OTROS 0,28 0,10

CEMENTAR 3,50 3,00

VESTIR LINER TOP 16,00 0,00

PERFORAR CON PDC 13,00 0,00

TOTAL TIEMPO 57,53 15,02

COSTO($us) 71912.5 18775

AHORRO VERSAFLEX ($us) 53137.5

COSTO POR DIA DE

OPERACION($us) 30000

Fuente: Elaboración Propia con información de Halliburton.

Tenemos que tomar en cuenta que, si bien el colgador de liner expandible nos

cuesta mas del doble que un colgador mecanico y el doble que un colgador

hidráulico, nos ofrece , menores tiempos operativos respecto a su

implementación, lo cual tambíen puede significar un ahorro, como se muestra en

la tabla anterior. Además de este punto, nuestro colgador de liner nos ofrece una

seguridad den problemas posteriores de la mayoría de los colgadores de liner

(hidráulicos y mecánicos) tienen, principalmente la integridad en el tope de liner, el

cual debe ser remediado de manera inmediata con una cementación forzada, la

cual implica más gastos y tiempos no productivos, como los veremos en el

siguiente punto.

113

6.2.4 COSTO POR FALLAS Y REPARACION DE COLGADORES

CONVENCIONALES.

Estándares en la industria estiman entre un 20 - 25% de fallas en los colgadores

convencionales, las cuales requieren alguna forma de reparación donde está

involucrado un Tiempo No Productivo y un gasto adicional de equipo de

perforación, como se muestra en la Tabla 7. Este inconveniente que se presenta

comúnmente al utilizar colgadores convencionales, ha sido resuelto en gran

medida mediante tecnología expandible, ventaja que los hace dueños de una de

sus principales características ahorro en tiempo y eficacia en ejecución. Además,

esto ha sido demostrado, puesto que de 2500 trabajos realizados en el mundo

hasta mediados de 2010, sólo 50 han presentado fallas, contando con un 98% de

confiabilidad.

Tabla 6.6: Costo por fallas de colgadores convencionales

COSTOS POR FALLAS Y REPARACION

PROCESO TIEMPO DE REPARACION [Hr] COSTO DE REPARACION[Hr]

Perdidas de circulación el Boca Liner 24 20000-50000 $us

Sobredesplazamiento. Cementar Zapata 24 20000-90000 $us

Falto Desplazar. Moler cemento 4 20000-50000 $us

el colgador no funciona 24

Herramienta soltadora no funciona 48 Casing +cemento

Pre-Anclaje prematuro 120

Tiempo total de reparación 244

20% Riesgo de espera 48,8

AHORRO PROMEDIO 56800

Fuente: Elaboración Propia con información de Halliburton

114

CAPITULOVII

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

7.1 CONCLUSIONES

Teniendo en cuenta la descripción de las características los sistemas de

liners convencionales, y el sistema de colgadores expandibles,

describiéndose a detalle los colgadores mecánicos, hidráulicos y

expandibles, concluyéndose que la mejor opción el sistema de colgadores

de liner expandibles, debido principalmente a su limitado manejo de piezas

mecánicas y simplicidad con la que cuanta, además de la implementación

de elastómeros en su estructura, los cuales hacen más confiables a la hora

de ser corrido y asentado, evitando de esta manera trabajos adicionales

que conlleven pérdida de tiempo y dinero, esto con respecto a los

colgadores de liner convencionales (mecánicos e hidráulicas), los cuales

tienen características operacionales de peso y torque limitados por su

riesgo potencial de anclaje prematuro, se lo considera como un sello

secundario, el área de flujo es reducida y está limitada por los conos pre y

post asentados; y solo el costo inicial es más económico.

El sistema de colgadores de liner expandibles tiene como bondad principal

el hecho de que permite el movimiento del liner tanto para rotación como

reciprocación durante las operaciones de cementación con el fin de mejorar

la eficiencia de desplazamiento, debido a que en la operación de

cementación del colgador de liner primero se cementa y luego se asienta el

colgador, cosa que no ocurre con los sistemas de colgadores

convencionales donde es la secuencia opuesta primero se asienta el

colgador y luego se cementa.

Para una cementación exitosa los factores a considerarse son los

siguientes una adecuada remoción de la costra o enjarre del lodo derivada

del empleo y diseño adecuado de colchones lavadores y espaciadores,

movimiento de tubería rotacional y reciprocante, acondicionar el lodo para

bajar sus propiedades reológicas.

El colgador de liner expandible como una herramienta altamente

desarrollada presenta un precio o costo por servicio que a pesar de ser

elevado, no es realmente significativo si se evalúa y compara con las

demás tecnologías disponibles, pues su funcionamiento presenta mayor

grado de confianza, cerca del 98% en relación con 75% y 80% para los

115

mecánicos e hidráulicos respectivamente, de acuerdo a estudios de campo

realizados en el golfo de México y experiencias obtenidas a nivel mundial.

Uno de los factores más importantes en las terminaciones de pozos, es la

integridad de la empacadura del tope del liner, lo cual hace importante este

paso (integridad del colgador de liner), para la etapa de terminación.

Aunque los colgadores de liner expandibles son los más costosos en la

industria, compensan a un mediano plazo el costo de su implementación, a

diferencia de los colgadores convencionales, los cuales generan mayores

gastos en operación asociados a fallas y pérdidas de tiempo en su

reparación (explicados en el anterior capitulo), la tabla de problemas

causados por colgadores de liner convencionales y solucionados por los

colgadores de liner expandibles, convirtiendo dichos gastos en flujo

adicional de caja.

Aunque actualmente el potencial de esta herramienta en la industria no se

encuentra totalmente desarrollado, se espera a mediano plazo que su

escasa aplicación sean sólo asunto del pasado, pues el colgador de liner

expandible con su tecnología, posee las características tanto técnicas como

operacionales, para considerarse un elemento de alto rendimiento.

7.2 RECOMENDACIONES

Para este caso, se recomienda la implementación de un colgador

expandible para un liner de 7” 26# con tipo de rosca New Van. El uso del

colgador de liner expandible reduce los riesgos de fallas en la instalación o

en el tope del liner, gracias a la sencillez operacional de asentamiento y a

su sistema que implica la deformación permanente de la tubería a través

del proceso de trabajo en frío.

Se recomienda también la implementación de un zapato rimador para

deslizar suavemente el liner.

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.

Así mismo, en los pozos direccionales y horizontales, usar liner hanger

expandible dado que su uso es más seguro y el procedimiento para su

asentamiento es más confiable.

Todo esfuerzo por economizar el diseño no debe de comprometer la

seguridad de la operación y vida productiva del pozo

Previo a la operación se debe verificar compatibilidad de conexiones en

cabeza de cementación, tubería de perforación, ensamblaje del colgador y

liner a bajarse.

116

Se recomienda que el colgador del liner sea colgado a una distancia no

menor a 200 pies de la zapata guía del casing intermedio.

117

BIBLIOGRAFIA

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Annual Technical Conference and Exhibition, (1999).

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3. Halliburton Company, Completions Technologies, ELH VersaFlex®

Document.

4. Halliburton Company, Completions Technologies, ELH VersaFlex®

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5. Halliburton Company, Paper H05234, 2009.

6. Halliburton Company, Paper H08633 VersaFlex® low ECD System, 2012.

7. Halliburton Company, Paper H08658 VersaFlex® High Torque System,

2012.

8. Halliburton Company, Redtech, VersaFlex® liner hanger system, bringing

simplifications and Reability to liner hanger installation, 2007.

9. Halliburton Company, Technical Marketing Document, VersaFlex® liner

systems, Halliburton Completion tool, 2009.

10. Halliburton Company, VersaFlex® Liner Hanger System Best Practices,

2009.

11. Halliburton Company, VersaFlex® Liner Hanger System, Reliability to liner

hanger Installation, 2007.

12. Smith Services, Liner Hangers Handbook, 2008.

13. SPE, Solid Expandable Tubular Technology in Mature Basins,2000

14. Texas Iron Works, documento seminario completo “Liner Expandible,

procedimiento de ensamblaje, partes y procedimiento de corrida”.

15. Texas Iron Works, Soporte técnico en el procedimiento de ensamblaje de

un colgador de liner expandible y su respectiva corrida”, 2009.

16. Texas Iron Works, Soporte técnico en el procedimiento de ensamblaje de

un colgador de liner convencional y su respectiva corrida”, 2009.

17. Texas Iron Works, propiedades fisicas de tubulares, 2005.

18. Weatherford, Launching Liner Hanger Technology, 2008.

19. Weatherford, Liner Hanger Selection, RevistaTecnica WTF36003, 2010.

20. Weatherford, Liner Hanger Textbook, 2009.

21. Weatherford, Sistemas de Liner Hang Tough, RevistaTecnica WTF156059.

22. World Oil, The composite Catalog of oilfield equipment & service, 45th

edition, 2002.

23. YPFB CHACO S.A. Programa de perforacion PNW-5D, Abril 1012.

24. YPFB CHACO S.A.-HALLIBURTON COMPANY, esquemas y

procedimientos VersaFlex®, 2012

118

GLOSARIO DE TERMINOS

119

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.

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.

120

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.

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.

Scab Liner: Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en el

Casing o Liner.

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

aunmas manteniendo sus propiedades resistentes a la abrasividad, corrosividad y

temperatura de los fluidos.

121

ANEXOS

122

Anexo 1. Accesorios de cuerpo del colgador de liner.

Fuente: Halliburton, Marketing Technical Docuement, , HAL15876

123

Anexo 2. Herramienta de asentamiento de colgador de liner expandible VersaFlex.

Fuente: Marketing Technical Docuement, Halliburton, HAL15876

124

Anexo 3. Tabla de distintos tamaños de colgadores de liner con

propiedades.

Fuente: Halliburton Marketing Technical Docuement, HAL03925

125

Anexo 4. Rangos de torque para distintos tamaños de colgadores de liner

expandibles.

Fuente: Halliburton Company,Marketing Technical Documents, VersaFlex High Torque System, , HAL03925

126

Anexo 5. Pruebas realizadas viaje en pozo abierto del liner con sistema

VersaFlex.

Fuente: Halliburton Company, Marketing Technical Documents, VersaFlex Low ECD System, HAL08633

127

Anexo 6. Tipos de herramientas de asentamiento.

Fuente:Halliburton Company,Marketing Technical Documents.

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