UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5231/1/55576_1.pdf · universidad tecnolÓgica equinoccial facultad: ciencias de la ingenierÍa carrera:

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD: CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA: INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

DISEÑO Y CORRIDA DE LINER CON HANGER DE SISTEMA

EXPANDIBLE PARA EL POZO SACHA 406D

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN

PETRÓLEOS

OSCAR MARCELO RIVADENEIRA CEVALLOS

DIRECTOR: ING. BENJAMÍN HINCAPIE

QUITO MARZO 2014

II

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014

Reservados todos los derechos de reproducción

III

DECLARACIÓN

Yo OSCAR MARCELO RIVADENEIRA CEVALLOS, declaro que el trabajo

aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para

ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

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

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

_________________________

OSCAR MARCELO RIVADENEIRA CEVALLOS

C.C. 1002511796

IV

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Diseño y corrida de liner

con hanger de sistema expandible para el pozo Sacha 406D”, que, para

aspirar al título de Ingeniero en Petróleos fue desarrollado por Oscar Marcelo

Rivadeneira Cevallos, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de

Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el

reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

___________________

ING. BENJAMIN HINCAPIE

DIRECTOR DEL TRABAJO

C.C. 0800852758

V

DEDICATORIA

Dedico este trabajo principalmente a Dios quien siempre me acompaña y me

bendice en toda circunstancia de mi vida.

A mis padres quien con su noble amor y dedicación me han apoyado en todo

momento, y son la base de mi vida, quien con su virtud inigualable de tesón han

podido guiarme de la forma más adecuada. A mis hermanos que son mi fuerza

y mis ganas de seguir luchando, pues son las personas que ven mis penas y

alegrías y siempre confían en mí para hacerme una persona de bien.

VI

AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios, quien con su todopoderosa sabiduría y amor infinito me ha

guiado hacia esta carrera, y me ha bendecido en toda mi vida académica y me

seguirá bendiciendo en mi vida profesional.

A mi Padre, quien en todo momento, me ha dado el ejemplo del trabajo y del

esfuerzo bien logrado, quien con su fuerza de carácter me ha enseñado que el

Hombre positivo, y que se esfuerza siempre alcanzará todos sus objetivos en la

vida, a mi Padre quien siempre lucho para darme una vida mejor. “Muchas

Gracias Papito”.

A mi Madre, quien formo mi alma y mi mente, quien con su ejemplo de esfuerzo

y lucha constante con todo su amor, me ha dado lo mejor que tengo en mi vida;

los valores del respeto, el amor, la caridad, entre muchos más, a mi Madre

porque siempre me ha inclinado hacia el camino del bien y ha formado en mí

una persona de bien. “Muchas Gracias Mamita”.

A mis Hermanos, quien aparte de ser mis mejores amigos, son mi fuente de

inspiración y el modelo de profesionales a seguir, quien con su infinito apoyo, y

siempre con una sonrisa, me han apoyado en todo, a mis Hermanitos Muchas

gracias por todo.

Al Ingeniero Benjamín Hincapié, Docente de la Universidad Tecnológica

Equinoccial, quien pudo dirigirme de la mejor manera en el desarrollo del

presente trabajo.

Al Ingeniero James Bonilla, Gerente General de TIW, quien confió en mí y me

dio la oportunidad de profesionalismo que tanto necesito, muchas gracias por

su innumerable conocimiento que compartió sin interés, ni egoísmo alguno,

gracias porque además de ser un excelente profesional es una gran persona.

VII

ÍNDICE DE CONTENIDOS

RESUMEN................................................................................................................................. XIV

ABSTRACT ................................................................................................................................ XV

CAPÍTULO I ................................................................................................................................. 2

1.- INTRODUCCIÓN ................................................................................................................... 2

1.1. PROBLEMA .................................................................................................... 5

1.2. JUSTIFICACIÓN ................................................................................................ 5

1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO ........................................................................ 6

1.3.1. OBJETIVO GENERAL ........................................................................................ 6

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ............................................................................. 6

CAPÍTULO II ................................................................................................................................ 7

2. MARCO TEÓRICO ............................................................................................................. 7

2.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO SACHA.............................. 7

2.1.1. UBICACIÓN: ............................................................................................................. 7

2.1.2. FORMACIONES PRODUCTORAS DEL CAMPO SACHA ............................... 9

2.1.3 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS RESERVORIOS ............................ 9

2.2 DEFINICIONES TERMINOS EMPLEADOS ....................................................... 12

2.2.1. POROSIDAD .......................................................................................................... 12

2.2.2. PERMEABILIDAD .................................................................................................. 12

2.2.3. SATURACION DE PETRÓLEO ........................................................................... 12

2.2.4. PRESIÓN ................................................................................................................ 12

2.2.5. PRESIÓN DE BURBUJA ...................................................................................... 12

2.2.6. API ............................................................................................................................ 13

2.2.7. RELACIÓN GAS PETRÓLEO (GOR) ................................................................. 13

2.2.8. VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (μoi) ................................................................. 13

2.2.9. FACTOR VOLUMETRICO DEL PETRÓLEO (Boi) .......................................... 13

2.2.10. BSW ....................................................................................................................... 13

2.3 TUBERIAS DE REVESTIMIENTO CONVENCIONAL Y CEMENTACIÓN .......... 14

VIII

2.3.1 FUNCIONES DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO ..................................... 14

2.3.2 FACTORES TECNICOS PARA EL DISEÑO ...................................................... 14

2.3.2.1 Presión de colapso - Aplastamiento ............................................................... 14

2.3.2.2 Tensión - Elongación ........................................................................................ 15

2.3.2.3 Presión de Estallido .......................................................................................... 15

2.3.3 CEMENTACIÓN DE LAS SARTAS ...................................................................... 16

2.3.4 CONCLUSIÓN DE USAR REVESTIMIENTO CONVENCIONAL ................... 17

2.4 SISTEMA DE LINER HANGER .......................................................................... 18

2.4.1 LINER ........................................................................................................................ 18

2.4.2 TIPOS DE LINER .................................................................................................... 19

2.4.2.1 Liner de Perforación .......................................................................................... 19

2.4.2.2 Liner de Producción .......................................................................................... 19

2.4.2.3 Tie- Back Liner ................................................................................................... 19

2.4.2.4 Scab Liner .......................................................................................................... 20

2.4.3 HERRAMIENTAS DE ASENTAMIENTO DE LINER ......................................... 20

2.4.3.1 Niple de levantamiento con barrera anti – escombros ................................ 20

2.4.3.2 Substituto para empacaduras ......................................................................... 21

2.4.3.3 Herramientas de Asentamiento de Liner ....................................................... 22

2.4.3.4 Hydraulic Pushing Tool .................................................................................... 23

2.4.3.5 Herramientas de asentamiento Hidráulico para unidades de sellos

insertables. ......................................................................................................................... 24

2.4.4 HERRAMIENTAS DE EXPANSIÓN Y CORRIDA .............................................. 25

2.4.4.1 Camisa de Asentamiento y top packers ........................................................ 26

2.4.5 COLGADORES HIDRÁULICOS Y EXPANDIBLES .......................................... 26

2.4.5.1 Liner Hanger Hidráulico .................................................................................... 26

2.4.5.2 Liner Hanger Expandible .................................................................................. 27

2.4.6 CEMENTACIÓN Y COLGADORES APROPIADOS .......................................... 28

2.4.6.1 Ensamblajes de sellos ...................................................................................... 28

2.4.6.2 Ensamblajes de sellos perforados .................................................................. 29

2.4.6.3 Unidad de sello Insertable ............................................................................... 29

2.4.6.4 Slick Stinger ....................................................................................................... 30

IX

2.4.6.5 PBR de Cementación ....................................................................................... 31

2.4.6.6 Empaque de Cementación PBR ..................................................................... 31

2.4.7 EQUIPO DE CEMENTACIÓN DE SUPERFICIE ............................................... 32

2.4.7.1 Cabeza de Cementación Swivel ..................................................................... 32

2.4.7.2 Cabeza de Cementación .................................................................................. 32

2.4.7.3 Adaptador positivo liberador de bola .............................................................. 33

2.4.7.4 Adaptador para verificación ............................................................................. 34

2.4.7.5 Manifold de Cementación ................................................................................ 34

2.4.7.6 Equipo de mezclado de cemento ................................................................... 35

2.4.7.7 Camión de Bombeo de Cemento ................................................................... 35

2.4.7.8 Accesorios de Cementación ............................................................................ 36

2.4.7.8.1 Tapones Plug ............................................................................................... 36

2.4.7.8.2 Tapones limpiadores .................................................................................. 37

2.4.7.8.3 Tapon limpiador de tubería de perforación ............................................. 38

2.4.8 ACCESORIOS DEL LINER ................................................................................... 39

2.4.8.1 Zapato Flotador Tipo V ..................................................................................... 39

2.4.8.2 Collar Flotador de doble Válvula ..................................................................... 39

2.4.8.3 Landing Collar .................................................................................................... 40

2.4.8.4 Accesorios Insertables ..................................................................................... 41

2.4.8.5 Zapato Flotador Insertable ............................................................................... 42

CAPÍTULO III ............................................................................................................................. 44

3. METODOLOGÍA ................................................................................................................ 44

3.1 PROGRAMA DE PERFORACIÓN DEL POZO SACHA 406D ............................ 44

3.2 DISEÑO DE LINER CON HANGER EXPANDIBLE EN LA ZONA DE

PRODUCCIÓN PARA EL POZO SACHA 406D ....................................................... 47

3.2.1 PRESIÓN DE SUPERFICIE (EN DONDE COLGAMOS EL LINER) .............. 47

3.2.2 PRESIÓN HIDROSTATICA ................................................................................... 48

3.2.3 DISEÑO POR CARGAS......................................................................................... 48

3.2.3.1 Factores de diseño de seguridad ................................................................... 49

3.2.4 PRESIÓN DE COLAPSO....................................................................................... 49

3.2.5 PRESIÓN DE ESTALLIDO .................................................................................... 50

X

3.2.6 SELECCIÓN DEL TIPO DE LINER A UTILIZAR ............................................... 50

3.2.7 PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DEL LINER ......................................... 52

3.2.8 RESISTENCIA A LA TENSIÓN ............................................................................ 53

3.2.9 PESO DE LA TUBERÍA ......................................................................................... 53

3.3 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN ..................................................................... 54

3.3.1 CÁLCULO DE VOLUMEN DE CEMENTO A USAR .......................................... 55

3.3.2 CÁLCULO DE VOLUMEN DE AGUA A DESPLAZAR EL CEMENTO ........... 59

3.4 ENSAMBLAJE DEL EQUIPO ............................................................................ 61

3.4.1 Ensamblaje del Liner Hanger ................................................................................ 62

3.4.2 PRUEBA DE PRESIÓN AL EQUIPO ENSAMBLADO ...................................... 65

3.4.3 DISEÑO MECANICO DEL EQUIPO DE LINER HANGER............................... 69

3.5 CORRIDA DE LINER EN EL POZO SACHA 406 D ............................................ 71

CAPÍTULO IV ............................................................................................................................ 78

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS ......................................................................................... 78

4.1 COMPARATIVA DE USO DE LINER CON TUBERÍA CONVENCIONAL ........... 78

4.2 COMPARATIVA DE USO DE LINER CON HANGER EXPANDIBLE Y LINER

CON HANGER CONVENCIONAL............................................................................ 82

4.3 RESULTADOS DE LA CORRIDA DEL EQUIPO EN EL POZO SACHA 406D ... 85

CAPÍTULO V ............................................................................................................................. 93

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................. 93

5.1 CONCLUSIONES ............................................................................................... 93

5.2 RECOMENDACIONES ...................................................................................... 95

NOMENCLATURA .................................................................................................................... 96

GLOSARIO ................................................................................................................................. 98

BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................................................... 99

ANEXOS ................................................................................................................................... 101

XI

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA N° 2.1 Reservorios productores del Campo Sacha ..................................... 9

TABLA N° 2.2 Propiedades Petrofísicas de los Reservorios de Sacha ............... 10

TABLA N° 2.3 Propiedades PVT del Fluido del Campo Sacha ............................. 11

TABLA N° 3.1 Características casing Intermedio .................................................... 44

TABLA N° 3.2 Características del Pozo Sacha 406 D ............................................ 45

TABLA N° 3.3 Tipo de liner a ser usado .................................................................... 51

TABLA N° 4.1 Comparativa de Uso entre Liner Hanger y Tubería convencional

(casing) ........................................................................................................................... 79

TABLA N° 4.2 Comparativa de costos entre usar Liner y usar tubería

convencional .................................................................................................................. 82

TABLA N° 4.3 Diferencias entre colgador convencional y colgador expandible 83

TABLA N° 4.4 Circulación de Fluido .......................................................................... 87

TABLA N° 4.5 Peso de la tubería ............................................................................... 88

TABLA N° 4.6 Rotación dentro del pozo ................................................................... 88

XII

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA N° 2.1 Mapa Estructural del Campo Sacha .......................................... 8

FIGURA N° 2.2 Fenómenos en la Tubería de revestimiento ............................ 16

FIGURA N° 3.1 Diagrama propuesto del pozo Sacha 406D ............................. 46

FIGURA N° 3.2 Diagrama del Tie Back Expander sobre el colgador................ 55

FIGURA N° 3.3 Equipo Liner/Hanger Ensamblado ........................................... 64

FIGURA N° 3.4 Carta de presión del equipo Liner/Hanger ............................... 67

FIGURA N° 3.5 Carta de presión del Manifold de Cementación ....................... 68

FIGURA N° 3.6 Esquema mecánico del equipo de Liner/Hanger en el pozo ... 70

XIII

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO N° 1 Herramientas del equipo XPAK (Parte 1) ................................. 101






ANEXO N° 7 Diagrama de los Equipos Usados en el pozo ........................... 107

ANEXO N° 8 Check list de ensamble, mantenimiento y pruebas de presion del

equipo ............................................................................................................. 108

ANEXO N° 9 Foto del colgador empleado en el pozo Sacha 406D ............... 109

ANEXO N° 10 Foto del interior de un equipo desarmado de Liner/Hanger ... 110

XIV

RESUMEN

El presente trabajo, tiene como objetivo principal diseñar un sistema de liner

con un colgador expandible, para culminar la perforación del pozo Sacha 406D,

ante la solución de colocar un revestidor para la zona de producción, que

asegure un ahorro en tiempo y a que a su vez sea más seguro y económico que

otros modelos de revestimientos dentro del área petrolera.

De manera introductoria este documento contiene las generalidades del campo

Sacha y las principales características del petróleo producido en esta zona,

además contiene todos los conceptos básicos y especializados de los tipos de

revestimientos, el colgador, y todas las partes que se configuran en un

ensamble completo de liner.

También está estipulado dentro del presente trabajo, todos los parámetros de

selección y diseño, así como la formulación y desarrollo, de parámetros que

intervienen en la adecuada selección de un liner, junto con los grados de acero

de la tubería, los factores de diseño, la cementación, el ensamblaje y pruebas

del equipo, y el proceso de corrida del equipo de Liner dentro del pozo Sacha

406D.

Podemos encontrar, junto con los resultados propios del campo obtenidos en la

experiencia, tablas comparativas entre las ventajas técnicas y económicas de

usar el sistema de Liner con hanger expandible, frente a usar tubería

convencional hasta superficie, y frente a usar un liner con colgador

convencional, en donde se puede comprobar porque el usar un sistema de liner

con sistema expandible es 46,8 % más económico que usar tubería de

revestimiento convencional.

Finalmente, la parte más representativa de este trabajo, es en donde se

encuentran las experiencias y detalles del proyecto, reflejadas a las

conclusiones y recomendaciones del actual proyecto.

XV

ABSTRACT

This work has as main objective to design a system with an expandable liner

hanger to complete the drilling of the well “Sacha 406D”, to the solution of

placing a casing for the production area , which ensures saving time since his it

may be safer and cheaper than other models of coatings within the oil sector.

Introductory way, this document contains an overview of the “Sacha” field, and

main characteristics of the oil produced in this area, also contains all the basic

concepts and specialized types of casings, hanger, and all parties that are

configured in a complete assembly liner.

It is also stipulated in the present work , all parameters selection and design, as

well as the formulation and development of parameters involved in the proper

selection of a liner, along with of steel tubing, design factors, cementation ,

assembly and testing equipment, and process equipment run into the well

“Sacha Liner 406D”.

We can find, along with their own field results obtained in the experiment,

compare tables between the technical and economic advantages of using the

system Liner with hanger expandable versus using conventional pipe to surface

and using a liner with conventional hanger, where it can be seen that the use of

a system with expandable liner system is 46,8% cheaper than using

conventional casing.

Finally, the most representative part of this work, is where the experience and

project details, reflected the conclusions and recommendations of the current

project.

2

CAPÍTULO I

1.- INTRODUCCIÓN

Es conocido que estamos frente a un País Petrolero cuyo recurso que más

exportamos es el crudo. Entre los principales ingresos con el que nuestro país

cuenta; el crudo es uno de los más significativos, pues hasta noviembre de

2013 este recurso representó alrededor del 20% total del ingreso para el

presupuesto financiero del presente año (Dato estadístico Ministerio de

Finanzas del Ecuador Noviembre 2013) y debe ser cuidadosamente cuidado y

elaborado para tener aún un mayor ingreso para nuestro país.

Para que el ingreso económico del Ecuador, por medio del recurso petrolero

crezca se debe priorizar en tecnología, pues es bien conocido que la única

forma de destacarse es incentivando la innovación y la tecnología en este

ámbito, debemos enfocarnos en extraerlo de la mejor manera y con la mejor

tecnología, sustentando un crecimiento no solo en el ámbito petrolero sino

como la Economía Ecuatoriana, sin que esto represente un impacto negativo

ambientalmente hablando.

La tecnología que hoy por hoy el sector petrolero tiene, proviene de distintos

países, pasando desde la primitiva tecnología heredada por Texaco hasta los

innovadores servicios profesionales que prestan ciertas empresas en nuestro

país.

La empresa TIW Venezuela tiene una participación en nuestro país colocando

tubería de alta tecnología en forma de revestidor en ciertos pozos del Oriente

Ecuatoriano. Con su sede principal en Texas, la compañía Texas Iron Works

(TIW) nos presenta tecnología de punta para trabajos de aplicación en pozos

3

del Oriente Ecuatoriano ayudando a reducir costos y aumentar la productividad

en el área petrolera.

La manera de cómo se realiza este trabajo está debidamente estructurado y es

el diseño su mayor preocupación.

Cuando un pozo está siendo perforado una de las preocupaciones es como se

va a revestir, pues normalmente lo que se hace es que una vez que el pozo

esta perforado, es decir está a hueco abierto se procede a revestir y

posteriormente a cementarlo.

Esto se realiza después de cada etapa, es decir se perfora la primera sección,

que es la zona de mayor diámetro del pozo, una vez perforado, el siguiente

paso es bajar el revestidor o el casing en la zona perforada y empezamos el

proceso de cementación, para esto empezamos con la cementación primaria y

posteriormente comprobamos su efectividad.

En la última etapa o sección de perforación, en lugar de colocar la tubería de

revestimiento y cementarla, se procede a utilizar un liner con un colgador de

sistema expandible en la zona final del pozo o en donde se requiera colocar el

liner.

El liner con el colgador de sistema expandible no es más que una tubería que

se la coloca o se cuelga desde la parte intermedia hasta el fondo del pozo por

medio de un colgador y un nogo o asiento o mejor llamado setting tool, el cual

permite que la tubería o liner se asiente de manera correcta en la parte superior

de la tubería previa a la que se requiere colgar, la ventaja es que si estamos en

el área de producción que es en donde vamos a asentarla, en específico en el

campo Sacha para un pozo direccional que se encuentra a una profundidad

aproximadamente entre 12000ft, tiene un significativo ahorro en tubería de

revestimiento.

4

Una vez que se diseña como se va a asentar el liner, a que profundidad se va

asentar, se debe trabajar en cómo se va asentar el equipo de liner, con que

material de tubería, que tipo de acero se necesita usar, el grado de acero y

roscado que se va a usar, las presiones a las que va a estar sometido este

equipo de liner/Hanger.

Una vez que se tenga diseñado el proyecto de como asentar el liner se procede

a bajar la tubería, generalmente existen dos tipos de asentamiento sea

hidráulico o mecánico, siendo este último ya no utilizado en la actualidad por lo

que generalmente se hace un asentamiento hidráulico, ya que al ser un sistema

expandible se activa con fluido o mediante la fuerza hidráulica.

Una vez que se ha colocado el hanger y un packer se asienta y se procede a

cementar, en donde se calcula el volumen de cemento necesario para dicha

operación, el tipo de cemento a ser utilizado, y por suepuesto la cantidad de

agua o fluido que se deberá bombear para desplazar al cemento.

5

1.1. PROBLEMA

Los altísimos costos que representa la tubería de revestimiento en un pozo y los

incontables problemas que tenemos al colocar tanto peso en el cabezal en un

pozo de mayor profundidad han hecho que la tecnología se enfoque en esta

problemática y se ha diseñado un colgador que evite llevar la tubería desde el

fondo hasta la superficie.

Al utilizar un liner con hanger expandible en la tubería de revestimiento

intermedia de TIW (Empresa Texas Iron Works) con sistema expandible,

ahorramos todo el viaje de tubería desde la parte de producción en subsuelo,

hasta la superficie.

Técnica y económicamente las ventajas que representa utilizar un liner frente a

una tubería convencional son bastante representativas, pues una de las

mayores problemáticas que se tiene en un pozo es la forma de revestir el pozo

y los costos involucrados.

1.2. JUSTIFICACIÓN

El costo de la tubería de revestimiento es la gran preocupación y es parte de los

costos más altos, contemplados en un pozo, esto debido a que en cada sección

perforada se debe llevar tubería hasta la superficie, aumentando costo en

tubería, utilización de la torre, entre otros, controlar formaciones que no están

bien consolidadas, aislando zonas de diferenciales de presión bruscos,

mejorando la hidráulica de la perforación de la siguiente sección, si así lo

requiere el diseño del pozo, y obtener una mejor manipulación posterior del

pozo al no tener un diámetro muy reducido, es decir podremos tener un mejor

sistema de levantamiento artificial cuando el pozo lo requiera. Al utilizar un liner

con un colgador expandible en la tubería de revestimiento intermedia se ahorra

6

todo el viaje de tubería desde la parte de producción en subsuelo, hasta la

superficie, no obstante los viajes de tubería que se realizan con la torre y el

tiempo que en el campo petrolero es dinero.

1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO

1.3.1. OBJETIVO GENERAL

Diseñar un sistema de corrida de liner con hanger de sistema expandible para

la culminación de la perforación del pozo 406D demostrando un significativo

ahorro de tiempo y dinero.

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

1. Realizar un estudio técnico del estado actual del pozo.

2. Determinar y calcular los parámetros necesarios para el adecuado diseño de

un sistema de liner con hanger.

3. Demostrar un significativo ahorro de tiempo y dinero en la etapa de

perforación al usar un sistema de liner con sistema expandible y no un sistema

de tubería convencional.

7

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO

2.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO SACHA

2.1.1. UBICACIÓN:

El campo se encuentra en la provincia de Orellana al Nororiente de la Región

Amazónica el Ecuador.

El campo se encuentra delimitado por las siguientes zonas:

- Al Norte Palo Rojo, Eno y Visto.

- Al Sur por los campos Culebra – Yulebra

- Al Este por los campos Shushufindi, Cordero y Mauro Dávalos

- Al Oeste por los campos Paraiso, Pucuna y Huachito.

El campo tiene un área aproximada de 136,6km2 compuesta por 5 estaciones

en las que se encuentran Sacha Central, Sacha Norte 1, Sacha Norte 2, Sacha

Sur y una mini estación en el pozo Sacha 36.

El campo empezó su producción el 06 de Julio de 1972 con crudo de 30° API y

BSW de 0,1%, principalmente del yacimiento Hollin.

8

FIGURA N° 1

FIGURA No. 2.1. Mapa Estructural Campo Sacha

Fuente: EP Petroecuador

9

2.1.2. FORMACIONES PRODUCTORAS DEL CAMPO SACHA

El campo Sacha es un Anticlinal con dirección Noreste-Suroeste con unas

dimensiones de 4km de ancho por el norte y alrededor de 7km al centro y Sur, y

una longitud de 33km.

TABLA N° 2.1 Reservorios productores Campo Sacha

FORMACIONES TOPES PROFUNDIDAD

(PIES)

HOLLIN SUPERIOR

HOLLIN 8975

HOLLIN INFERIOR

NAPO T 8765

NAPO U 8530

BASAL TENA 7800

Fuente: EP Petroecuador

2.1.3 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS RESERVORIOS

Las propiedades más importantes en el Área de Ingeniería son la porosidad, la

permeabilidad, la saturación tanto de agua y petróleo.

10

TABLA N° 2.2 Propiedades Petrofísicas Reservorios Sacha

YACIMIENTO h (pies) POROSIDAD (Ɵ) PERMEABILIDAD SATURACIÓN SOR

% (K) milidarcy PETRÓLEO % %

BASAL TENA 7800 18 433 25

NAPO "U" 8530 16,7 425 20-25 30-40

NAPO "T" 8765 14,5 242 15-20 25-35

HOLLIN SUPERIOR 8975 14,1 131 35-40

HOLLIN INFERIOR 8975 17,1 347 20-30 30-40

FUENTE: EP Petroecuador

11

TABLA N° 2.3 Propiedades PVT del Fluido del campo Sacha

YACIMIENTO Pi (Psia) Pb (Psia) API T (°F) GOR μoi Boi

PCS/BN cp BY/BN

BASAL TENA 3600 807 13,5 181 150 2,5 1,12

NAPO "U" 4054 1052 27,5 219 284 1,8 1,23

NAPO "T" 4146 1310 28,5 221 389 1,6 1,37

HOLLIN

SUPERIOR 4450 550 27,8 225 93 1,4 1,33

HOLLIN

INFERIOR 4450 78 27,8 225 93 3,7 1,16

FUENTE: EP Petroecuador

12

2.2 DEFINICIONES TERMINOS EMPLEADOS

2.2.1. POROSIDAD

La porosidad es un parámetro empleado en el área petrolera para expresar el

porcentaje de espacio disponible que tienen los poros de la roca, o se puede

decir que es la relación entre el volumen de los espacios vacíos que tiene la

roca en relación al volumen total de la misma.

2.2.2. PERMEABILIDAD

La permeabilidad es una propiedad de las rocas que permite que el fluido pase

a través de los espacios (poros) interconectados.

2.2.3. SATURACION DE PETRÓLEO

La saturación de petróleo se define como la concentración de fluido en este

caso petróleo que este contenido en el espacio poroso, y debido a esto es que

se expresa en porcentaje.

2.2.4. PRESIÓN

Es definido como la aplicación de una fuerza en un área determinada, para este

caso usaríamos presión hidrostática la cual es dependiente de la densidad,

gravedad y altura que está ejerciendo el fluido dentro del pozo.

2.2.5. PRESIÓN DE BURBUJA

La presión de burbuja es la presión a la cual aparece la primera burbuja de gas

en el sistema y es de vital importancia para el diseño o colocación de bombas o

compresores dentro del pozo.

13

2.2.6. API

Es una medida internacional proveniente del Instituto Americano de Petróleo

que representa la calidad del petróleo. Este término también hace referencia al

peso del mismo frente al agua, el agua tiene un API de 10° mientras mayor sea

el grado API mayor será su calidad y por lo tanto mayor será su precio.

2.2.7. RELACIÓN GAS PETRÓLEO (GOR)

Se define como la relación entre la cantidad de gas que está disuelto en un

barril de petróleo a una presión y temperatura determinada, se expresa en pies

cúbicos estándares sobre barril neto (PCS/BN).

2.2.8. VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (μoi)

La viscosidad es una propiedad de los fluidos (petróleo) que mide la resistencia

al movimiento a una temperatura específica, así mientras un petróleo sea más

viscoso más dificultad tiene para movilizarse, este se expresa en centipoises

(cp).

2.2.9. FACTOR VOLUMETRICO DEL PETRÓLEO (Boi)

El factor volumétrico del petróleo es un factor que representa la relación entre el

volumen de petróleo saturado de gas a presión y temperatura de yacimiento

sobre el volumen de petróleo saturado de gas a presión y temperatura de

superficie.

2.2.10. BSW

Se define como la cantidad de impuerezas (agua y sedimentos) que están

contenidos en un volumen de petróleo, se expresa en porcentajes.

14

2.3 TUBERIAS DE REVESTIMIENTO CONVENCIONAL Y

CEMENTACIÓN

El programa de revestimiento de pozos es de vital importancia en la Perforación

pues da la seguridad del pozo durante las operaciones, y asegura la vida útil del

mismo, los revestidores y la cementación de los mismos representa hasta el

25% del costo de la perforación, por lo que un fallo en el asentamiento o en la

cementación de las mismas podría dejar inutilizable el pozo en cuestión.

2.3.1 FUNCIONES DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO

Evitar el derrumbamiento de zonas no compactadas.

Evitar la comunicación de fluidos del pozo con zonas de agua dulce para

el consumo humano.

Evitar la pérdida de circulación del lodo o la intervención de fluidos

salinos de las zonas.

Actúa de soporte para la colocación del preventor de reventones.

Confinar la producción de gas y petróleo por intervalos dentro del pozo.

2.3.2 FACTORES TECNICOS PARA EL DISEÑO

Diámetro, peso y longitud del revestidor.

Diseño del pozo.

Presión de colapso - Aplastamiento

Tensión - Elongación

Presión de estallido

2.3.2.1 Presión de colapso - Aplastamiento

Este fenómeno ocurre por la presión ejercida en el espacio anular provocado

por el lodo de perforación y por la presión que ejercen las formaciones ante la

15

tubería, es necesario que el pozo siempre este con una columna de fluido lo

suficientemente estable para que no ocurra este fenómeno.

Podemos verla gráficamente en la figura 2.2.

2.3.2.2 Tensión - Elongación

Es un fenómeno que se da por la tensión que ocurre entre la misma tubería de

revestimiento por efecto de que la primera tubería de revestimiento debe

soportar el peso de todo el tramo de tubería, sin contar que este se lo introduce

en el pozo en donde hay fluido y ocurre un cierto fenómeno de flotación, el

problema puede ocurrir entre las uniones de roscado de las primeras tuberías

que soportan la sarta.


2.3.2.3 Presión de Estallido

Se define como la máxima presión a la que puede estar sometida una tubería

antes de que esta ceda o estalle, esta viene dada por el fabricante y debe ser

interpretada de acuerdo a la presión a la que se va a someter la tubería dentro

del pozo.


16

2

FIGURA N° 2.2. Fenómenos en la tubería de Revestimiento

FUENTE: TIW Venezuela

2.3.3 CEMENTACIÓN DE LAS SARTAS

El proceso de cementación de las tuberías de revestimiento es de vital

importancia debido a que con esto se logra la adherencia del metal a la

formación y se evita la comunicación de fluidos y minimizamos la presión

ejercida por la formación hacia la tubería, y aseguramos la vida útil del pozo.

Procedimiento

Cuando se va a bajar la sarta de revestimiento se coloca en el primer tubo que

va hasta el pozo una zapata que además de estabilizar la bajada de la tubería

tiene una válvula interna tipo check o de una sola vía que permite que el fluido

de perforación no ingrese, pero si permite que se bombee desde adentro de la

tubería, esta zapata va adherida mediante soldadura o roscado y puede ser

17

perforada con la broca en caso de necesitarlo, después de un tubo se coloca un

collar flotador y ciertos estabilizadores o centralizadores y un raspador para ir

dejando una costra de lodo uniforme, la función del collar flotador es que este

tiene internamente un asiento o niple en donde se va a obturar el paso de

fluidos por medio de una bola que será arrojada desde superficie en el proceso

de cementación.

Cuando la sarta de tubería ha llegado al punto de asentamiento, se arma la

cabeza de cementación en la mesa del taladro, y se conecta con mangueras al

camión de cemento y se bombea una lechada de cemento, la cual va a pasar

por toda la tubería, hasta llegar a la zapata, la cual por presión va hacer que el

cemento suba por el espacio anular, la presión en este momento ira

descendiendo y cuando se arroja la bola esta va a taponar el collar flotador e

inmediatamente la presión va a subir por lo que el proceso estaría completo.

Posteriormente al estado de fraguado, se comprueba su efectividad con un

registro eléctrico llamado CBL (Registro de adherencia de cemento) el que

comprueba su efectividad o su fracaso, por lo que si este es óptimo se continua

con la siguiente etapa de perforación, por lo contrario si este es erróneo se pasa

a una cementación forzada o squeeze.

2.3.4 CONCLUSIÓN DE USAR REVESTIMIENTO CONVENCIONAL

El usar el revestimiento convencional es una técnica bastante usada en el

Oriente Ecuatoriano, lastimosamente la costumbre y la cotidianidad han hecho

que la innovación y tecnología no dejen implementar nuevas formas de

revestimientos, sin contar el excesivo peso que tiene que soportar el cabezal al

dejar tubería colgante, y por supuesto el costo tan alto de la tubería desde la

superficie, han hecho que las compañías se enfoquen en nuevas formas de

revestidores, es por eso que dan paso a los liners con colgadores.

18

2.4 SISTEMA DE LINER HANGER

Esta sección presenta los diferentes tipos de liner que podrían ser corridos en

un pozo, los componentes de los diferentes tipos de herramientas de

asentamiento de liner, característicos y beneficios; herramientas y accesorios

de cementación usados en superficie, en la sarta del liner y en su interior.

El liner es una tubería de revestimiento normal (casing) que cumple con todas

las funciones de un casing convencional excepto que físicamente no alcanza la

superficie y debe ser colgado en la parte final del casing o liner previamente

asentado. Para realizar esta operación es necesario disponer de un sistema de

colgamiento (hanger) que consta del colgador propiamente dicho y una

herramienta para accionar o asentar el colgador (setting tool).

Además, se encuentra incorporada una empacadura o packer que si es

asentado adecuadamente sella el tope de liner para evitar comunicación entre

la parte exterior del liner y la integridad del pozo.

El sistema de asentamiento del liner puede ser mecánico o hidráulico pero

independiente del mecanismo siempre será necesario el setting tool.

2.4.1 LINER

Un liner es toda sarta de revestimiento donde la parte superior está colgada en

la parte final del casing previamente asentado. Un liner puede servir como una

tubería de revestimiento, extendiéndose desde el intervalo productor hasta la

siguiente sarta de la tubería de revestimiento. Pozos profundos de 10,000 pies

o más incluirán dos o más liners, debido a la dificultad en diseñar un programa

de tubería de revestimiento compatible con la hidráulica de perforación o los

requerimientos de la tubería de perforación de alta resistencia a la tensión, pero

principalmente por razones económicas.

19

2.4.2 TIPOS DE LINER

2.4.2.1 Liner de Perforación

Usado fundamentalmente para permitir operaciones de perforación más

profundas. En la mayoría de los casos se extiende hacia abajo, hacia el hoyo

abierto y forma un traslape (overlap) con el casing o liner existente de 200 - 400

pies y es cementado en el sitio. La cementación por lo general se la realiza en

forma parcial es decir no se cementa completamente a través del anular.

2.4.2.2 Liner de Producción

Estos liners se asientan a través de la zona de Producción, la misma que una

vez instalado el liner se cementa hasta el tope de la misma, por lo general es el

último tramo que se instala y una vez que se corre este liner debe alcanzar la

profundidad total evitando que la arena quede desprotegida al no colocar liner

sobre ésta.

2.4.2.3 Tie- Back Liner

Es una sección de la tubería de revestimiento que se extiende hacia arriba

desde la parte superior de un liner existente hasta la superficie, o a un punto

intermedio hacia arriba del pozo. Los Tie-back liners normalmente son

cementados en el sitio.

Por lo general se usa un Tie-Back cuando después de un tiempo de tener

cementada una tubería corta se desea prolongarla hasta la superficie, ya sea

por rotura del casing de producción, durante los trabajos de completación, por

altas presiones en la zona de la tubería corta, o algún otro motivo especial; se

puede realizar, utilizando una herramienta tieback.

20

2.4.2.4 Scab Liner

Una sección de la tubería de revestimiento usada para reparar la existente

dañada. Puede ser cementada en el sitio o sellada con empacaduras en la

parte superior e inferior.

Los Scab Liner por lo general se usan cuando hay problemas en el tope del

mismo es decir, hay fuga de presión o cuando hay problemas, cuando al correr

herramientas de evaluación o completación, entonces se acondiciona el tope de

liner, para luego bajar un Tie-Back y sellar el tope de liner con dichas

herramientas.

2.4.3 HERRAMIENTAS DE ASENTAMIENTO DE LINER

A continuación se detallara las distintas herramientas que se usan para llevar el

Liner al fondo, entre los más importantes se detallan a continuación:

2.4.3.1 Niple de levantamiento con barrera anti – escombros

La barrera anti escombros, es instalada en el nipple de levantamiento, este

ensamble es corrido por encima de la herramienta de asentamiento. La barrera

anti escombros es espaciada de tal manera que la misma sea corrida en el tope

de la extensión pulida, y está especialmente diseñada para prevenir que los

sólidos caigan y se decanten en el tope de la herramienta de asentamiento.

Además, sirve de centralizador entre la extensión pulida y la herramienta de

asentamiento.

La barrera de escombros permanece posicionada en el tope de la extensión

pulida hasta que culmina la cementación, momento en que es retirada y

21

recuperada junto con la herramienta de corrida. El fluido entra y sale de la

extensión a través de la sección, previniendo un potencial colapso de la

extensión pulida.

Características de la Herramienta

• Filtra el fluido que entra o cae en la extensión pulida, reduciendo la posibilidad

de que la herramienta de asentamiento se pegue o trabe por escombros en el

tope.

• Unida al tope de la extensión pulida con un simple pin de corte.

• Puede ser instalada en pup joint standard de drill pipe.

• Confiable y efectiva, mantenimiento sencillo.

• Disco de ruptura de back-up previene un colapso de la extensión pulida en

caso que la rejilla se tapone por sólidos excesivos.

2.4.3.2 Substituto para empacaduras

El Substituto para Asentamiento de Empacadura con Indicador de Ruptura es

una herramienta que se asienta entre el cuerpo principal de las herramientas de

asentar el Liner y el Substituto de levantamiento superior.

El Substituto está diseñado para aplicar peso y en forma mecánica asentar las

empacaduras del tope del liner.

Para transferir el peso de asentamiento desde la sarta de perforación a la

camisa de asentamiento del liner (extensión del tope del liner a la superficie) en

la empacadura del liner se usa un juego de resortes. Un ensamblaje de

cojinetes en el substituto le permite a la tubería de perforación girar mientras le

transfiere peso al tope del liner. La rotación de la tubería de perforación

romperá la fricción estática entre la tubería de perforación y la tubería de

revestimiento y permitirá la transferencia de peso adicional hacia el tope del

22

liner. Esto es especialmente útil cuando se corren liners en pozos de mucha

desviación y donde se presentan "patas de perro".

Características y Beneficios

• Usada para aplicar peso y asentar las empacaduras de liner.

• Compatible con la mayoría de herramientas de asentamiento.

• Conexiones de las tuberías de perforación para una máxima resistencia.

• Indicador de corte integral para comprobar que el peso aplicado ha sido

requerido.

• Incorpora rodamientos que permiten la rotación en la extensión de la

empacadura lo cual permite aplicar más peso a través de la rotación.

2.4.3.3 Herramientas de Asentamiento de Liner

La Herramienta de Asentamiento de Liner "HR" (Liberación Hidráulica), se

conecta a la camisa de asentamiento para tubería Liner, proporciona un medio

para transportar una tubería liner pozo abajo, asentar un colgador para liner y

soltar la tubería antes de la cementación. El mecanismo principal para

liberación es hidráulico con un sistema mecánico secundario de emergencia.

Esta herramienta transmite el peso del liner con una cuña soportada totalmente

sin roscas la cual podría zafarse y dejar libre el liner cuando es corrida en el

pozo.


• Empuja, tensiona y gira mientras la tubería liner es corrida pozo abajo. El

diseño de esta herramienta permite rotación de la sarta de trabajo y tubería liner

de mano derecha sin importar si la herramienta está en tensión, compresión o

en posición neutro.

23

• Rotación después de soltar cuando se corre un colgador giratorio para tubería

liner. Esta herramienta también puede ser utilizada para girar la tubería liner

durante la cementación después que el colgador esté asentado y la herramienta

usada para la corrida haya soltada de la tubería liner.

• Fácil arreglo para cargar la herramienta de asentamiento en la camisa de

asentamiento para tubería liner "HR". Simplemente empuje directo hacia

adentro y la herramienta automáticamente engancha en el perfil. Un giro

máximo de 1/3 de vuelta engancha los dedos de torque.

• No necesita rotación para soltar después de activar el cilindro hidráulico, la

herramienta es retirada con un levantamiento arriba.

• Botones de separación proporcionados en el diámetro externo de la

herramienta para prevenir contacto de metal a metal mientras se incrusta o se

suelta la herramienta de la extensión de agarre.

• Diámetro interno pulido en la camisa de asentamiento para tubería liner

proporciona un diámetro interno suave para el paso de sellos y otras

herramientas corridas a través del tope del liner. El sistema mecánico de

emergencia en la eventualidad de que el mecanismo primario de liberación

hidráulica falle, puede ser activado con 1/4 de vuelta hacia la izquierda.

2.4.3.4 Hydraulic Pushing Tool

En algunas aplicaciones, no es posible el uso de la herramienta convencional

para el asentamiento de la empacadura de tope de liner (Setting dog sub).

El pusher tool es comúnmente usado con liners ranurados, mallas o liners no

cementados. También es frecuentemente usado para asentar empacaduras

24

tope de liner. El Hydraulic Pusher Tool está diseñado para generar la fuerza de

asentamiento requerida a la altura de la herramienta aplicando presión en la

sarta corrida.


• Asegura que el liner packer reciba todo el peso de asentamiento aplicado, sin

importar la desviación del pozo.

• Puede ser utilizado con la mayoría de setting tools.

• Permite que los liner packers se asienten hidráulicamente sin la necesidad del

cilindro hidráulico en el empacador.

• Disponible para empacadores a partir de 5 pulg. - 11-3/4 pulg.

2.4.3.5 Herramientas de asentamiento Hidráulico para unidades de sellos

insertables.

La Herramienta Hidráulica de Asentamiento, es utilizada conjuntamente con una

bomba hidráulica para asentar todos los accesorios en la línea de producto de

unidad de inserto de sello.


• Usada en conjunto con la Bomba Hidráulica para asentar las unidades de

sellos insertables.

• Portátil y de poco peso.

25

• Sistema de liberación de seguridad.

• Kits adaptadores para todos los tamaños de equipos insertables

• Equipado con conexiones hidráulicas de rápida desconexión.

2.4.4 HERRAMIENTAS DE EXPANSIÓN Y CORRIDA

El Liner Hanger Setting Tool es activado hidráulicamente y diseñado para

asentar y expandir el liner/packer. Utilizando la presión de superficie, un ancla

hidráulica es primero asentada, permitiendo al cono asentar el liner hanger. La

presión es descargada y las operaciones de cementación son llevadas a cabo.

El colgador expandido provee una gran área de flujo en el espacio anular

durante las operaciones de cementación. Seguido de las operaciones de

cementación, la presión de superficie entonces es re-aplicada para asentar el

Packer Seal con el cono.

Características y beneficios

• Habilidad para empujar, tirar y rotar el liner con altos rangos de torque y

presiones mientras se está corriendo en el pozo.

• Herramienta de corrida de capacidad de tensión, que permite al operador

correr largos y pesados liners a profundidad.

• Compatible con sistemas de tapones de cementación standards.

• Diseño único que permite a los hanger packers expandibles ser corridos

convencionalmente.

26

• Incorpora un método de liberación mecánico de emergencia.

2.4.4.1 Camisa de Asentamiento y top packers

La camisa de asentamiento de liner y el Top Packers con receptáculo pulido

provee un método para que la herramienta de asentamiento pueda transportar

y asentar un liner.

2.4.5 COLGADORES HIDRÁULICOS Y EXPANDIBLES

A continuación se detallara los distintos sistemas de Liner Hanger Hidráulicos y

Expandibles los mismos que se usan para sostener o cargar los distintos Liner o

Casing.

2.4.5.1 Liner Hanger Hidráulico

El Colgador de Liner de Asentamiento Hidráulico es asentado por presión

hidráulica dentro de la sarta de corrida; no se requiere movimiento reciprocante

ni de rotación. El colgador tiene dos hileras de cuñas distribuidas con tres

segmentos de cuñas en cada hilera.

El diseño distribuido provee un área de bypass grande para corrida fácil y

circulación libre, y el área grande distribuida de contacto de cuña reduce la

tensión en el revestimiento de soporte.

El Colgador de Liner de Asentamiento Hidráulico puede ser usado para colgar

cualquier tipo o tamaño de liner a cualquier profundidad. Es generalmente

usado en conjunto con liners largos y pesados en pozos profundos o en pozos

desviados donde no se puede asegurar la reciprocación o la rotación del liner.

27

Por lo tanto, se puede usar con efectividad en instalaciones donde hay peligro

de que se atasque el liner, ya que puede ser asentado sin ningún movimiento

del liner. Es especialmente útil en pozos costa afuera perforados desde

embarcaciones flotantes.


٠Colgador de Liner asentado con presión hidráulica

٠No se requiere de rotación para asentar el Liner.

٠Diseño multicono ofrece una máxima área de bypass.

٠Sellos premium en el cilindro ofrecen integridad en pozos de alta presión.

٠Mecanismo de asentamiento hidráulico probado en fábrica para asegurar

confiabilidad.

٠Cuñas de forma cónica disponibles para prevenir flotación de Liners cortos y

livianos.

2.4.5.2 Liner Hanger Expandible

Este sistema permite que el colgador se expanda por medio de un mandrel, el

cual va a ser que el colgador se expanda de 16 a 24 pulgadas de diámetro.

Este tiene dos series de cuñas o dientes que se van a acoplar directamente en

la tubería de revestimiento, y gracias a que este sello es metal-metal, va a

proporcionar un sello hermético mucho mayor, y soportar cargas bastantes

altas.

El mandrel expansor es manufacturado con material de alta cedencia, es dejado

en la sección expandida y provee un gran soporte en la misma, así elimina el

bajo rango de colapso que es común en otros sistemas de expandibles, este a

su vez suministra un estado mecánico para futuros trabajos de completación y/o

reparaciones de pozos.

28


Alta capacidad de cargas y soporte de liners muy pesados.

Mayor adherencia a la tubería de revestimiento previa.

Se puede rotar mientras se corre la herramienta.

Se puede rotar mientras se cementa la herramienta.

Ofrece un sello primario y mayor hermeticidad.

2.4.6 CEMENTACIÓN Y COLGADORES APROPIADOS

Tenemos una variedad de sellos los cuales soportan presión diferencial en

cualquier dirección y evita grandes efectos de pistón, a continuación detallo una

variedad de sistemas de sellos, los mismos que se recuperan o son perforables.

2.4.6.1 Ensamblajes de sellos

El Nipple se corre como una parte integral del ensamblaje del colgador del liner.

Tiene un diámetro interior pulido para recibir el sello y tiene un perfil de seguro

para que los perros se asienten en él, de modo que no se moverá hasta cuando

la herramienta de asentamiento se libere.

El Nipple normalmente se corre por debajo de una camisa de asentamiento del

liner o de la empacadura y por encima del colgador de liner, con el extremo pin

viendo hacia arriba. Durante las operaciones de cementación es el mecanismo

que provee sello en dos direcciones.


٠Diseñado para soportar presión diferencial en cualquier dirección.

29

٠Evita grandes efectos de pistón en la tubería de perforación.

٠Deja el liner sin restricción al finalizar la cementación.

2.4.6.2 Ensamblajes de sellos perforados

Esta herramienta es usada con el stinger y proporciona un sello total en ambas

direcciones durante el asentamiento del colgador y cuando se realiza la

cementación. Esta herramienta va instalada entre la camisa de asentamiento y

el Colgador o también puede ser usada entre el Liner Top Packer y el Colgador

tiene sellos que aguantan diferenciales de presión en ambos sentidos. Una vez

que se ha corrido el Liner realizado la cementación esta herramienta hay que

molerle o fresarle, esto se lo realiza con Broca Ticónica, sus elementos son

fácilmente perforables.


٠Usado junto con stinger para proporcionar sello

٠Conectado entre el colgador y la camisa de asentamiento.

٠Sello total en dos direcciones durante la cementación

2.4.6.3 Unidad de sello Insertable

Esta herramienta usada conjuntamente con el stinger proporciona un sello total

en dos direcciones durante el asentamiento del colgador y cementación. En

vista de que no se requiere de ningún cuerpo, este tipo de equipo de accesorio

representa un ahorro cuando se usan roscas Premium y/o materiales exóticos.

Cada unidad de sello es designada para cubrir un rango específico de casing, y

una vez instalada, esta es anclada permanentemente y sella en el sitio. El

accesorio a utilizar es luego roscado a tope o base de la unidad de sello, según

convenga.

30

La unidad de sello es un módulo de aluminio compacto con cuñas de aluminio

en 360 grados. La unidad incluye además elastómeros y sellos metal-metal.


٠Elimina el costo de roscas y material “Premium” en los accesorios de

cementación de liner.

٠Un inventario de cantidades mínimas cubre la mayoría de tamaños y pesos de

la tubería de revestimiento.

٠Perforable con todo tipo de brocas.

2.4.6.4 Slick Stinger

El slick Stinger es corrido por debajo de la herramienta de asentamiento junto

con la sarta de corrida.

Su uso en conjunto con el packoff perforable insertado crea un sello positivo a

ambos lados en el tope del liner.

El uso de slick stinger en conjunto con packoff perforable insertado reduce

considerablemente la fuerza pistón durante la cementación, en comparación

con los packoff de PBR, o copas, particularmente cuando se corren liners de

mayor diámetro.


٠Herramienta sencilla, económica y confiable.

٠Reduce considerablemente la fuerza pistón durante la cementación.

31

2.4.6.5 PBR de Cementación

Esta herramienta es usada entre la camisa de asentamiento o Liner packer y el

diámetro interior es pulido y brinda una área donde el pack-off puede hacer

sello mientras se realizan operaciones tales como asentar el Colgador y/o

realizar la cementación, en la misma va colocado el pack-Off que brinda el

sellado en ambas direcciones, viene esta herramienta en varias medidas de

acuerdo al trabajo que va realizar.


٠Se conecta debajo de la camisa de asentamiento.

٠Superficie interna pulida ilimitada para colocar un ensamble de sellos “PBR”

durante las operaciones de cementación.

٠Usado para insertar ensamblaje de sellos de producción en una completación

sin empacadura convencional.

2.4.6.6 Empaque de Cementación PBR

Esta herramienta usada conjuntamente con espaciadores o Pup Joint

proporciona un sello total en dos direcciones durante el asentamiento del

colgador y cementación.

La misma que mientras se realiza el trabajo de asentamiento del Colgador

puede estar moviéndose a través del PBR , retiene presiones diferenciales en

ambos sentidos y la ventaja de esta herramienta es que una vez que se ha

realizado el trabajo de asentamiento de Liner y cementación, la misma se

recupera conjuntamente con las Herramientas de asentamiento y no necesita

realizar un viaje de molienda ya que la misma no se queda en el PBR.

32


• Sirve como sello dentro del liner durante las operaciones de cementación.

• Retiene presión diferencial desde arriba y abajo.

2.4.7 EQUIPO DE CEMENTACIÓN DE SUPERFICIE

El equipo de cementación se usa con colgador de tubería tipo Liner para soltar

los tapones bombeados hacia abajo como también soltar una bola que permite

activar hidráulicamente el equipo pozo abajo, a continuación se detalla una

variedad de los mismos.

2.4.7.1 Cabeza de Cementación Swivel

El Girador de Tubería Liner es principalmente utilizado para bombear el

cemento y lodo a través de la tubería de perforación mientras se mantiene la

tubería de perforación girando a través del múltiple.


• Ojales de levantamiento proporcionados para manejo.

• Adaptadores de engrase proporcionados para lubricación.

• Fácil ensamblaje y desensamblaje.

• Tapón proporcionado con uniones de golpe.

2.4.7.2 Cabeza de Cementación

La cabeza de cementación es usada en asentamientos de Liner Hanger para

soltar los tapones limpiadores de tubería o bolas.

33


• La cabeza de cementación TD cuenta con conexiones de drill pipe que

permiten soportar el peso del liner como de la sarta de corrida.

• El tapón limpiador de tubería o bola es soltado al darle media vuelta a la traba

ubicada en el tope de la cabeza.

• El tapón o bola pueden ser soltados mientras se circula.

• El bypass interno elimina la necesidad de válvulas o manifolds externos.

2.4.7.3 Adaptador positivo liberador de bola

La cabeza de cementación es usada en instalaciones de Liner Hanger para

soltar los tapones limpiadores de tubería o bolas. El Adaptador Positivo para

Descargar Bola, es utilizado para dejar caer una bola sin tener que romper las

conexiones de la tubería de revestimiento o retirar cualquier unión de golpe. El

Adaptador Positivo para Descargar la bola sujeta en un receso anexado, con un

giro sencillo de la manija la bola es introducida dentro de la sarta de

perforación.


• Capaz de descargar diversos tamaños de bolas - con diámetros desde 1-1/4

hasta 2-1/4 pulg.

• Fácil de Operar. La bola puede ser descargada mientras se continúa con la

circulación normal.

• Conexiones para tubería de perforación.

• La manija puede ser asegurada para no dejar caer una bola inadvertidamente.

• Chequeador de Bola. Una rotación opuesta a las manecillas del reloj confirma

la presencia de la bola sin peligro de dejarla caer prematuramente.

34

2.4.7.4 Adaptador para verificación

El adaptador para verificación está ubicado por debajo de la cabeza de

cementación para descargar el tapón. Un cambio en la posición de la bandera

del adaptador para verificación de una posición horizontal (sostener) a una

posición vertical (soltar) indica que el tapón ha abandonado la cabeza para

descargar el tapón y ha comenzado a moverse hacia abajo por la tubería de

perforación.


• Conexiones para tubería de perforación.

• Fácil de Operar.

• Fácil de desensamblar y ensamblar.

• Alta resistencia a la tensión.

2.4.7.5 Manifold de Cementación

La cabeza para descargar el tapón es utilizada en las instalaciones con

colgador de tubería tipo Liner para soltar los tapones bombeados hacia abajo

como también soltar una bola que permite activar hidráulicamente el equipo

pozo abajo.


• Permite liberar el tapón o dardo de la tubería de trabajo desde la superficie.

• Manifold de trabajo para cementación de liner.

• El swivel permite a la sarta de trabajo ser rotada fácilmente.

• Permite soportar cargas de liner pesado.

35

• Las válvulas en la cabeza permiten que el flujo sea desviado por encima del

tapón obtener su desplazamiento.

2.4.7.6 Equipo de mezclado de cemento

La Mezcladora Recirculante de Cemento es un sistema de mezclado de tipo

avanzado con diferentes ventajas con respecto de otros sistemas

convencionales.


▪ La mezcladora podrá configurarse para un control más preciso sobre la

densidad de la lechada, lo que permite variaciones según como lo requieran los

requisitos.

Mayor energía de mezcla.

Mayor control sobre las propiedades de lechada.

2.4.7.7 Camión de Bombeo de Cemento

La unidad de bombeo de la lechada de cemento, está ubicada en un camión, se

operan intermitentemente a alta presión.

Las unidades de bombeo deben contar con un alto caballaje y amplios límites

de torque. Deben contar con la relación de peso a caballaje más baja posible

para satisfacer las consideraciones de su transportación hasta la locación.

La mayoría de las unidades son energizadas mediante motores de combustión

interna o motores eléctricos externos, sin embargo los de combustión interna

son los que más se usa en el área petrolera debido a su disponibilidad de

36

combustible.

Las unidades de cementación pueden contar con múltiples de dos o tres

bombas. Para sistemas de alta presión, una bomba mezcla mientras la otra

desplaza. Los sistemas de baja presión utilizan una bomba centrífuga para

mezclado y dos bombas de desplazamiento positivo para desplazar.

2.4.7.8 Accesorios de Cementación

El sistema de tapones incluye grandes adelantos de diseño para incrementar la

confiabilidad y el desempeño. El arreglo de múltiples aletas en los tapones,

limpiara con eficacia un amplio rango de pesos de tubería de revestimiento y dril

pipe, a continuación detallo los sistemas de tapones.

2.4.7.8.1 Tapones Plug

El tapón Solo Plug está asegurado al adaptador liberador, por un mecanismo

que solo puede ser soltado cuando el dardo llega y se aplica diferencial de

presión, los tapones no pueden ser soltados mecánicamente de la sarta de

corrida, por ejemplo cuando se levanta la sarta para chequear la liberación del

setting tool, ya que no está sostenido por simples pines de corte. El release

adaptador incluye un disco de ruptura que provee un confiable sistema de

liberación de backup, en caso de que el solo plug no se libere con la presión de

bombeo normal.


• Diseño flexible probado para limpiar múltiples pesos de tuberías de

revestimiento.

37

• Mecanismo del diseño de cuello probado del sistema de tapón limpiador de

liner.

• Mecanismo de ‘by-pass’ del doble sello incorporado en la herramienta de

corrida.

• Disco de ruptura incorporado en la herramienta de corrida como un dispositivo

de Seguridad.

• Requiere de la herramienta de corrida Solo Plug Running Tool.

2.4.7.8.2 Tapones limpiadores

Los tapones limpiadores de liner son usados para separar el cemento del fluido

desplazante durante la cementación. El tapón limpiador de liner tipo I se

encuentra unido por medio de pines de corte a la parte inferior de la

herramienta de corrida, por debajo de la herramienta de asentamiento de liner y

el sistema de packoff.

El tapón limpiador de liner tipo II es instalado en un sub sostenedor de tapones

ubicado en la sarta del liner por debajo del colgador y de la herramienta de

asentamiento.

Después del cemento un tapón limpiador de tubería de perforación es lanzado

desde superficie y sigue al cemento hacia abajo por la sarta de corrida. Cuando

el tapón limpiador de tubería llega y se acopla con el tapón limpiador de liner,

existe un incremento de presión y libera el tapón limpiador de liner, permitiendo

que ambos tapones viajen y desplacen en forma conjunta el cemento a través

del liner hasta el collar de acople de tapones. Ambos tipos de tapones

limpiadores son manufacturados de material perforable y además están

rotacionalmente bloqueados en el collar de acople de tapones para prevenir que

roten durante la perforación de los mismos. Dispone de asiento de cerámica

para prevenir erosión a altas tasas de circulación.

38


• Separa el cemento del fluido de desplazamiento.

• Se coloca en el cuello retenedor del tapón por debajo del colgador.

• El tapón bombeado se engancha y sella por completo en el diámetro interior

del tapón limpiador de colgador liberándolo del retenedor del tapón.

• Se engancha en el Landing collar ubicándolo en el fondo del liner.

2.4.7.8.3 Tapon limpiador de tubería de perforación

El tapón limpiador de tubería, también conocido como dardo de drillpipe, es

usado para limpiar la sarta de corrida detrás (y algunas veces por delante) del

cemento. El tapón limpiador de tubería puede ser usado para acoplarse con el

tapón limpiador de liner o puede usarse para limpiar tanto la sarta de corrida

como el liner para aplicaciones de liner de diámetro pequeño.

Múltiples dardos pueden ser usados para obtener una limpieza más efectiva de

los tubulares y reducir la contaminación de cemento.

Varias configuraciones de aletas, nariz y candados están disponibles para cubrir

amplios rangos de aplicaciones.


٠Lanzado desde la superficie después de la mezcla de cemento limpia la

tubería de Perforación.

٠Se acopla con el tapón limpiador de liner.

٠Hecho de gomas y material fenólico para una perforación fácil.

39

2.4.8 ACCESORIOS DEL LINER

La selección del equipo de flotación para un trabajo de liner es muy importante

ya que de ello depende el éxito del trabajo, fallas en el equipo de flotación

pueden resultar en costosos trabajos de reparación, a continuación se detalla

una variedad de los mismos.

2.4.8.1 Zapato Flotador Tipo V

El zapato tipo V guía la tubería a través de las irregularidades del hueco y está

diseñado para apoyarse en el fondo del pozo en caso que se asiente la tubería

de revestimiento o liner, en estas condiciones se puede circular a través de sus

orificios laterales.

Cuenta con dos válvulas de contrapresión, permitiendo una seguridad extra

durante las operaciones. La parte inferior del zapato cuenta con aletas para

facilitar su introducción, también se puede proporcionar sin ellas, si así lo

requieren las condiciones del pozo, sus partes internas son fabricadas con

materiales fácilmente.


٠Tiene dos válvulas de contra presión para impedir el contra flujo.

٠Permite el bombeo de cemento a través de los orificios laterales cuando la

punta de la zapata está en el fondo.

٠Las válvulas y la guía, son manufacturados de material perforable.

2.4.8.2 Collar Flotador de doble Válvula

40

El empleo de los collares flotadores es opcional y son utilizados para resolver la

seguridad de una válvula de contra presión extra. La selección del collar flotador

debe ser compatible con el zapato flotador.


Se corre 1 o 2 tubos por encima del zapato flotador tipo V.

٠Válvulas check adicionales que impiden el contra flujo durante las operaciones

de cementación de liner.

٠El sistema de válvula check hecho de hierro fundido y de bronce es ideal para

aplicaciones temperaturas extremadamente altas.

2.4.8.3 Landing Collar

Cuando son incorporadas herramientas activadas hidráulicamente en un liner,

el landing collar es utilizado como un asiento de bola para facilitar el

asentamiento de éstas. Este también es utilizado para agarrar y asegurar

(rotacionalmente) el tapón limpiador de liner.

Una bola dejada caer desde la superficie aterriza en el asiento de bola del

landing collar y permite que la herramienta hidráulica sea activada al aplicar

presión. El asiento, luego es roto y cae junto con la bola a un adaptador

sujetador de bola.

El landing collar es normalmente corrido en un tubo por encima del recolector

de esferas y siempre por encima de cualquier equipo de flotación utilizado en la

sarta de tubería de revestimiento.

41


٠Se corre 1 tubo por encima de la zapato flotador tipo V.

٠Suministra el perfil de asiento y enganche para el tapón limpiador de liner.

٠Asiento de bola cizallable para activar las herramientas hidráulicas.

٠Diseño para ser perforado rápidamente.

٠La camisa de cerámica en el asiento desplazable impide la erosión mientras

se acondiciona el hueco.

2.4.8.4 Accesorios Insertables

El empleo del equipo insertable es opcional y son utilizados para resolver la

seguridad de una válvula de contra presión extra. El no usar este equipo puede

resultar en costosos trabajos de reparación.

2.4.8.5 Flotador Insertable

En vista de que no se requiere de ningún cuerpo, este tipo de equipo de

accesorio representa un ahorro cuando se usan roscas Premium y/o materiales

especiales. Cada unidad de sello es designada para cubrir un rango específico

de casing, y una vez instalada, esta es anclada permanentemente y sella en el

sitio.


en 360 grados. La unidad incluye además elastómeros y sellos metal-metal. Las

válvulas flotadoras insertadas están diseñadas y probadas para satisfacer las

normas API recomendadas con especificaciones 10F.

42




٠Un inventario mínimo cubre la mayoría de tamaños y pesos de la tubería de

Revestimiento.

٠Perforable con todo tipo de broca.

2.4.8.6 Zapato Flotador Insertable

La zapato flotador insertable guía la tubería a través de las irregularidades del

hueco y está diseñado para apoyarse en el fondo del pozo en caso de que se

asiente la tubería de revestimiento o liner, en estas condiciones se puede

circular a través de sus orificios laterales. Cada unidad de sello es diseñada

para cubrir un rango específico de casing, y una vez instalada, esta es anclada

permanentemente y sella en el sitio. El accesorio a utilizar es luego roscado a

tope o base de la unidad de sello, según convenga.


en 360 grados. La unidad incluye además elastómeros y sellos metal-metal. Las

válvulas flotadoras insertadas están diseñadas y probadas para satisfacer las

normas API recomendadas con especificaciones 10F.




٠Un inventario mínimo cubre la mayoría de tamaños y pesos de la tubería de

revestimiento.

٠Perforable con todo tipo de broca.

43

44

CAPÍTULO III

3. METODOLOGÍA

3.1 PROGRAMA DE PERFORACIÓN DEL POZO SACHA 406D

El pozo sacha 406D es un pozo direccional, el cual esta perforado en tres

secciones, la parte en la que se va a trabajar es en la sección final, en donde se

va a colocar el liner, para lo se debe conocer que el ultimo casing que fue

asentado es de 9 5/8’’, grado N80, 53,5 # (lb.pie), cuya zapata fue colocada a

9206ft TVD (Profundidad vertical verdadera), y se siguió perforando con broca

de 8 ½’’ con un drill pipe de 5’’, 19.5 # (lb.pie) y Drill pipe heavy weight de 5’’ y

59,7 # (lb.pie) con Fluido de perforación de densidad 9,7 lb/gal hasta llegar a

11823 ft TVD.

TABLA N° 3.14 Características casing Intermedio

Tubería Diámetro Nominal (Plg)

Profundidad

(ft) Peso Tubería (lb-pie) GRADO

Casing Intermedio 9 5/8 9206 53,5 N -80

Drill Pipe 5 11823 19,5 Z-140 IEU

DPHW 5 - 59,7 Z-140 IEU

Fuente: TIW Venezuela

45

TABLA N° 3.2 5 Características del Pozo Sacha 406 D

POZO 406 D Unidades

RIG PDV 79

DENSIDAD LODO 9,7 lb/gal

PESO BLOQUE VIAJERO 45000 Lbs

TVD Final 11823 Ft

DIAMETRO LAST CASING 9 5/8 In

ZAPATA L. CASING 9206 Ft

OPEN HOLE 8 ½ Plg


46

3

FIGURA N° 3.1. Diagrama Propuesto del Pozo Sacha 406 D

FUENTE: TIW VENEZUELA

Taladro: PDV 79

Pozo: SACHA 406 D

Campo: SACHA

Provincia ORELLANA

Pais: ECUADOR

Operadora : RIO NAPO

Casing 9-5/8'', 47-53,5 #, N-80

9.043,00 ft

9.206,00 ft

11.823,00 ft

Tope del Liner 7" :

ZAPATA de 9-5/8":

Profundidad Total:

ESQUEMA MECANICO PROPUESTO LINER 7'' POZO SACHA 406 D

47

3.2 DISEÑO DE LINER CON HANGER EXPANDIBLE EN LA

ZONA DE PRODUCCIÓN PARA EL POZO SACHA 406D

Una vez que se tiene los parámetros necesarios para elaborar un diseño de

revestidor con liner, se tiene que tener consideraciones de diseño, entre las que

sobresalen el diámetro exterior del mismo, las presiones soportadas por la

tubería a colocar, el peso que este tendrá por unidad de longitud, el grado de

acero, el tipo de junta o roscado que se va a colocar, y por supuesto la cantidad

de cemento que se debe colocar para acoplar este a la formación.

El método que se usara para el diseño de este equipo, es el Método de ensayo

y error con punto neutro.

3.2.1 PRESIÓN DE ASENTAMIENTO DE LINER

Se debe calcular la presión que tenemos justo en el punto en donde se asentó

el casing intermedio para ver a que presión se debe asentar el liner.

Para esto se emplea la siguiente ecuación:

[3.1]

Donde:

Pal: Presión a la profundidad en que se va a asentar el liner (psi)

: Densidad del lodo (lb/gal)

D : Profundidad (pies)

DATOS:

: 9,7 (lb/gal)

48

D : 9206 (pies)

3.2.2 PRESIÓN HIDROSTATICA

Para realizar el cálculo de la presión hidrostática se debe hacer en el fondo del

pozo para saber la presión que está sometida por el peso del fluido dentro de la

columna.

Para esto emplearemos la ecuación 3.1.

DATOS:

: 9,7 (lb/gal)

D : 11823 (pies)

3.2.3 DISEÑO POR CARGAS

Las cargas que presentan las tuberías al estar sumergidas en un pozo de alta

profundidad y con un fluido son muchas y muy complejas, hay que considerar la

presión interna que debe soportar en base al peso hidrostático, la presión

49

externa de la formación y del fluido en el espacio anular, entre otros. Estas

cargas deben ser calculadas para toda la vida útil del pozo, para su correcto

funcionamiento.

3.2.3.1 Factores de diseño de seguridad

Las pérdidas de las propiedades en las tuberías generalmente se da por el uso

normal de las mismas o por ambientes corrosivos o por factores manejados

inapropiadamente u obviados en la etapa de diseño, estos son compensados

en la industria petrolera, tanto así de tener valores usados como constantes, el

cual brinda un margen de desempeño superior a las cargas esperadas.

Los factores de diseño usados en la industria petrolera son:

- Colapso: 0,85 – 1,125

- Estallido: 1--- -- 1,11

- Tensión: 1,6----1,8

3.2.4 PRESIÓN DE COLAPSO

Para el cálculo de la presión de colapso se va a utilizar la siguiente formula:

Pc = Ph * FSC [3.2]

Dónde:

Pc: Presión de colapso (psi)

Ph: Presión hidrostática (psi)

FSC: Factor de seguridad de colapso (Se usa el valor máximo)

50

Pc = Ph * FSC

Pc = 5965 * 1,125 = 6710,6 psi

6711 psi

3.2.5 PRESIÓN DE ESTALLIDO

Para el cálculo de la presión de estallido se va a utilizar la siguiente formula:

Pe = P * FSE [3.3]

Pe: Presión de estallido (psi)

Pal: Presión de asentamiento (psi)

FSE: Factor de seguridad de estallido (Se usa el valor máximo)

Pe = Pal * FSE

Pe = 4644 * 1,11 = 5154,84 psi = 5155 psi

3.2.6 SELECCIÓN DEL TIPO DE LINER A UTILIZAR

Según estos factores que se ha encontrado, inmediatamente se puede conocer

el grado de tubería que se debe utilizar para que soporte dichas presiones,

debemos basarnos en el boletín API 5C2, en el que se detallan las tuberías que

se deben usar de acuerdo a las presiones encontradas.

51

TABLA N° 3.3 6 Tipo de liner a ser usado

OD (Plg) 7

ID (Plg) 6,276

Peso lb/pie 26

Rosca Butress

Ps 110000

Pc psi >7000

Pe psi >6000

Grado T. P110

Rt 835000

FUENTE: Boletín API 5C2

OD: Diámetro de tubería externo en plg

ID: Diámetro interno de la tubería en plg.

# lb/pie: Peso de la tubería en libras por cada pie.

Tipo de Rosca: Rosca BTC.

Ps: Grado de cedencia de la tubería en lbs.

Pc: Presión de colapso en psi.

Pe: Presión de estallido en psi.

Grado de Tubería: Tipo de acero empleado

Rt: Resistencia a la tensión en lbs.

52

Una vez que se ingresa al boletín 5C2 del API, se ha encontrado el tipo de liner

a ser utilizado para este pozo, debido a que este pozo en especial tiene una

profundidad que llega hasta los 11823 pies de longitud y debido a que según los

cálculos de las presiones para que resista la tubería es bastante alta se ha

descartado el grado de tubería C-95 por un rango de seguridad de +-10% y se

deberá utilizar la tubería de mayor seguridad para este caso, la cual es la

tubería de grado P110, esta tubería soporta presiones de colapso mayores de

7000 psi y presiones de estallido mayores de 6000 psi.

3.2.7 PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DEL LINER

La profundidad en donde termina el casing intermedio es decir en donde se

encuentra la zapata del casing es a los 9206ft de profundidad, para saber en

qué punto se debe asentar el liner se debe saber que se herramientas se va a

utilizar para colgar el liner, para lo que se usa la experiencia, que siempre se

debe de dejar un overlap (espacio) entre la zapata del casing intermedio y el

casing, aproximado de 150 ft, esto se hace con el objetivo de que si se

presentan problemas posteriores, poder manipular el liner, y dejar un buen

espacio sellante entre el casing intermedio y el liner de producción, y para que

tenga una buena adherencia el cemento.

La zapata del casing intermedio de 9 5/8’’ está en los 9206ft de profundidad por

lo que si se resta 150ft se debe colocar el colgador a 9056ft.

El pozo perforado esta con hueco abierto hasta los 11823ft de profundidad y es

hasta donde va a llegar el liner, sin embargo se resta dos pies de profundidad

para posibles maniobras posteriores y tener un espacio de 2ft para circulación

de fluidos y para posibles maniobras posteriores, es decir se colocará el liner

hasta los 11821ft de profundidad.

53

3.2.8 RESISTENCIA A LA TENSIÓN

Se realiza el cálculo de la tensión de la tubería con respecto al factor de tensión

a la tubería y la tensión que soporta la tubería seleccionada, para este caso la

tubería de grado P110.

[3.4]

Rt: Resistencia a la tensión (lbs)

FST: Factor de seguridad de tensión (Se usa valor máximo)

WTR : Peso total de la tubería

3.2.9 PESO DE LA TUBERÍA

Cuando se va a colgar la tubería se tiene que saber que el peso que tiene que

soportar el colgador (hanger) sea menor que la tensión que soporta el tipo de

tubería que se ha seleccionado para nuestro caso el P110.

Si el colgador se va a colocar a 9056 pies de profundidad y se va a colocar un

liner hasta los 11821pies tendremos que; 11821-9056= 2765 pies de liner que

se va a utilizar.

El peso del tipo de tubería seleccionado es de 26lb/pie por lo que se hace la

siguiente relación:

54

1pies------------------------26 lbs

2765 pies------------- = Wt = 71890 lbs

Sin embargo este valor no es el real pues las diferentes herramientas usadas

en el equipo de liner son de diferentes pesos y tamaños en ciertos tramos por lo

que se aumenta un 10% más del peso calculado, se obtendría:

{ ( Wt * 0,1 ) + Wt } = Wtr

Wtr = { (71890 * 0,1) + 71890 } = 79079 lbs

Un peso bastante aproximado que tiene que soportar la tubería es de 79079 lbs

y la resistencia de tensión de la tubería seleccionada es de 465000 lbs, por lo

que se tiene un amplio rango se seguridad para colocar dicha tubería.

465000 lbs > 79079 lbs.

3.3 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN

La cementación en un pozo es una parte fundamental en la culminación de la

perforación de cada etapa del pozo, en este caso en la etapa final de

perforación del pozo en donde se colocará el liner.

Este proceso involucra el volumen de cemento que se debe colocar, la cantidad

de sacos a utilizar y el tipo de cemento a utilizar en esta sección, para tener una

buena adherencia entre la formación – el cemento – y la tubería, y por supuesto

asegurar un sello efectivo que aisle las zonas geológicas.

55

Para esto se va a realizar una serie de cálculos que permitan tener un amplio

rango de confianza al momento de realizar el proceso de cementación del liner.

3.3.1 CÁLCULO DE VOLUMEN DE CEMENTO A USAR

Sección Numero 1

Esta sección se encuentra por encima del colgador del liner, cuando se usa un

tie back (tubería liner por encima del colgador para corregir problemas de

corrosión del casing anterior), sin embargo es recomendable siempre colocar un

tie back liner expander (tubería de adaptador expansor para el tie back) para si

en un futuro ocurre una posible corrosión en el revestidor intermedio, colocar el

liner (tie back) sobre este tie back expander. La empresa TIW tiene un tie back

expander de 6 pies por lo que es la distancia a calcular para cementar.

4

FIGURA N° 3.2. Diagrama Tie Back expander sobre el colgador


56

Para calcular el volumen de cemento que se debe utilizar la siguiente formula:

[3,5]

Dónde:

V: Volumen del cemento [ft3]

: Diámetro interno de la tubería [plg]

: Diámetro externo de la tubería [plg]

L: Longitud de la tubería [pies]

Datos:

: 9 5/8’’ = 9,625 [plg]

: 7 [plg]

L: 6 [pies]

El volumen de cemento de la primera sección a cementar es de 1,42 ft3.

Sección Numero 2

La segunda sección a cementar es la que se encuentra por debajo del colgador

hasta llegar a la zapata del casing intermedio que en nuestro caso se deja 150

pies.

57

Datos:

: 9 5/8’’ = 9,625 [plg]

: 7 [plg]

L: 150 [pies]

Sección Numero 3

La tercera sección a cementar es la que se encuentra por debajo de la zapata

del casing hasta el fondo del pozo en hueco abierto.

Datos:

: 8 1/2’ = 8,5 [plg]

: 7 [plg]

L: 2615 [pies]

El volumen a utilizar en esta sección es de 331,63 ft3.

58

Volumen Total

El volumen total a utilizar es la sumatoria de los volúmenes calculados en las

tres secciones.

VT = V1 + V2 + V3

VT = 1,42 + 35,71 + 331,63 = 368,8

El volumen de cemento que vamos a utilizar 368,6 pies cúbicos, en donde el

rendimiento del cemento en número de sacos que vamos a utilizar esta dado

por la siguiente relación:

1,37 ---------------------------------- 1 saco

368,8 -------------------------X = 269,2 sacos

El rendimiento promedio de un saco de cemento tipo G es de 1,37 pies cúbicos

por cada saco.

Por recomendación se usa un 10% más de cemento, con lo que se tendría un

volumen total:

{ ( Vt * 0,1 ) + Vt } = Vt’

[(368,6*0,1) + 368,6] = 405,5 pies cúbicos

1,37 -------------------------------------- 1 saco

405,5 ---------------------------------X = 296 sacos

59

En conclusión, el volumen necesario de lechada de cemento para poder realizar

el trabajo de adherencia del liner a la formación y al casing es de 405,5 pies

cúbicos o 296 sacos de cemento tipo G (API SPEC 10A).

3.3.2 CÁLCULO DE VOLUMEN DE AGUA A DESPLAZAR EL CEMENTO

Para calcular el volumen de agua que se debe enviar por la tubería de

perforación para desplazar el cemento, se debe conocer la longitud total del

pozo y hasta que profundidad va a llegar el liner que se quiere asentar.

Sección Numero 1

La tubería de perforación es de 5’’ de diámetro, grado Z-140 tiene una pared de

espesor de 9,2mm (API RP7G Normas de tubería de perforación para pozos

petroleros) con lo que transformando este valor tendremos:

El diámetro interno de la tubería de perforación de 5 plg es de 4,64 plg y la

longitud hasta donde llega el drill pipe es de 9044 pies por lo que para calcular

el volumen de agua se va a utilizar la siguiente formula.

[3,6]

Dónde:

V: Volumen del agua a desplazar [ft3]

: Diámetro interno de la tubería de perforación [plg]

60

Ldp: Longitud del drill pipe [pies]

Sección Numero 2

En la siguiente sección se toma en cuenta el diámetro interno del liner que se

va a utilizar en este caso un liner de 7’’ de grado P110 tiene un espesor de

pared de 18,4mm (API 5CT Normas de tubería de revestimiento para pozos

petroleros) con lo que transformando este valor tendremos:

El diámetro interno de la tubería de liner de 7 plg es de 6,276 plg y la longitud

de 2765 pies por lo que para calcular el volumen de agua se va a utilizar la

siguiente formula:

[3,6]

Dónde:

V: Volumen del agua a desplazar [ft3]

: Diámetro interno de la tubería de liner [plg]

61

Ll: Longitud del liner [pies]

VT = V1 + V2

VT = 1062 + 594 = 1656

Por recomendación se usa un 10% más de cemento, con lo que se tendría un

volumen total:

{ ( Vt * 0,1 ) + Vt } = Vt’

VT = [ (1656 * 0,1 ) + 1656 ] = 1821,6 pies cúbicos

El volumen de agua que se necesita para desplazar el cemento es de 325

barriles.

3.4 ENSAMBLAJE DEL EQUIPO

Una vez que ya se ha calculado las variables para el diseño, se procede a

realizar un ensamble del equipo con las especificaciones requeridas.

62

3.4.1 Ensamblaje del Liner Hanger

Para empezar a ensamblar el equipo dentro de los talleres autorizados, se debe

prever que haya todos los materiales a utilizar en stock, con los diámetros y

pesos requeridos.

Los equipos que se van a ensamblar para este pozo:

- Liner Hanger, X-PAK, Setting Tool.

- Power Tool Hidráulico

- X-Pak Rotaring Tool

Todo el equipo se encuentra en Stock, por lo que se procede a realizar el

ensamble del Liner Hanger X- PAK, el cual incluye las siguientes partes:

- X- Pak, Tie Back Expander

- X-Pak, Liner Hanger

- RP Sline Sub

- Niple de Asiento, Vam Top Box.

- RPOB Sub

- Pump Down Plug

- PDC Liner Wiper Plug

- Float Collar

- PDC Landing Collar

- Zapata

El diagrama de este ensamble, en cada una de las partes con sus respectivos

diámetros están en los Anexos del N° 1 al N° 6.

El ensamble del X-PAK HANGER/PACKER combina las características y

beneficios de un colgador Premium y un empacador de tope de liner de alta

presión. El X-PAK HANGER/PACKER es recomendado para largos y pesados

63

liners, además brinda un sello Premium a nivel del tope del liner y mantiene la

integridad de presión del casing.

Una vez que el equipo ha sido ensamblado en los talleres de la Empresa TIW,

estos pasan a ser probados hidráulicamente.

64

5

FIGURA N° 3.3. Liner Hanger Ensamblado para pozo Sacha 406D


65

3.4.2 PRUEBA DE PRESIÓN AL EQUIPO ENSAMBLADO

Las pruebas de presión se realizan con el objetivo de verificar la calidad de

ensamblaje del equipo.

Las pruebas de presión deben realizarse tanto al equipo ensamblado de Liner

Hanger, como al Equipo de cementación requerido.

Las pruebas de presión requieren de una serie de parámetros a ser tomados en

cuenta los cuales se detallaran a continuación:

- Primero se coloca tapones en el sello inferior o en las aberturas del

equipo de Liner/Hanger ensamblado, dejando solo una entrada para

ingresar el fluido.

- Se ingresa fluido (agua) mediante una manguera normal hasta que el

fluido ingrese completamente al equipo.

- Se coloca el tapón sellante, el cual tiene una abertura para conectar a la

máquina de presión de aire.

- Se enciende el equipo de prueba de presión, y se deja hasta que la

presión incremente hasta 5500 psi.

- A esta presión se establece y se realiza la prueba por 40 min.

- Este equipo de medición de presión dibuja en una carta amperometrica,

la trazabilidad de la presión en el sistema y se verifica que la curva

dibujada sea estable.

66

- Si es que la curva es estable durante todo el proceso, se da por

aceptada la prueba, esto quiere decir que el equipo que está sometido a

esta presión no tiene fugas.

- Se da como aprobado el equipo.

67

6

FIGURA N° 3.4 Carta de Presión del Equipo de Liner Hanger


En la figura 3.2 se puede observar como la presión se elevó constantemente

hasta llegar a 5500 psi de presión y se mantuvo estable por los 40 minutos de

prueba, hasta finalmente disminuir la presión a 0 psi.

Con esta prueba el equipo está probado y listo para ser corrido dentro del pozo.

68

La siguiente prueba que se realiza es al equipo de cementación el cual va a

servir para cementar el liner a la formación y al revestimiento, por lo cual

también se debe realizar dichas pruebas.

7

FIGURA N° 3.5 Carta de Presión del Equipo de cementación


69

3.4.3 DISEÑO MECANICO DEL EQUIPO DE LINER HANGER

Para el diseño mecánico del equipo Liner/Hanger, se debe trabajar desde el

fondo del pozo es decir a 11821ft, hasta la superficie.

Se coloca una zapata de cementación (TIW DV-226 Float Shoe) de 7’’ de

diámetro y de 2,93 pies de longitud.

Inmediatamente se coloca un tubo de liner (P110 BTC 26#) de 7’’ de diámetro y

36,5 pies de longitud, puede ir un centralizador.

Seguido de esto se coloca el collar fotador (Float Collar TIW BTC P110) de 1,58

pies de longitud.

Nuevamente se coloca un liner (P110 BTC 26#) de 7’’ de diámetro y 36,5 pies

de longitud, con un centralizador.

Se coloca un collar de 1,05 pies conectado a 10 juntas de liner (P110 BTC 26#)

de 7’’ de diámetro y 36,5 pies de longitud.

Se inserta el Pup Joint de 15,4 pies de longuitud (P110 BTC 26#).

Se va a colocar 63 juntas de tubería liner (P110 BTC 26#) de 7’’ de diámetro y

36,5 pies de longitud.

El colgador (XPAK LINER HANGER TIW) de 18,97 pies de longuitud.

Finalmente el Tie Back Expander de 5,6 pies.

Este diseño está representado gráficamente en la figura 3.6

70

8

FIGURA 3.6 Diseño Mecánico del Sistema de Liner en el pozo Sacha 406D


Taladro: PDV 79

Pozo: SACHA 406 D

Campo: SACHA

Provincia ORELLANA

Pais: ECUADOR

Operadora : RIO NAPO Casing 9-5/8'', 47-53,5 #, N-80

9.043,40 ft

5,60 ft TIE BACK EXPANDER

9.049,00 ft

18,97 ft X PAK LINER HANGER

9.067,97 ft

Overlap: 162,60 ft

63 Juntas + Pup Joint

Deg. 43.7 9.206,00 ft 2.297,43 ft Liner 7", 29#,C-95 BTC

11.365,40

15,40 ft Pup Joint 7" 26# P110 BTC

11.380,80

10 Juntas

361,62 ft Liner 7", 29#,C-95 BTC

Hoyo: 2.617,00 ft 11.742,42

1,05 ft TIW OL L/COLLAR 7" 26# BTC

11.743,47 ft

11.780,00 ft 36,53 ft 1 Junta Liner 7", 26# P-110 BTC

1,58 ft TIWFlat Collar 7" 26# P-110 BTC

11.781,58 ft

36,49 ft 1 Junta Liner 7", 26# P-110 BTC

11.818,07 ft

2,93 ft TIW DV-226 Float Shoe 7" 26# BTC

11.821,00 ft

11.823,00 ft

Tope del Liner 7" :

ZAPATA de 9-5/8":

Profundidad Total:

ESQUEMA MECANICO LINER 7'' POZO SACHA 406 D

71

3.5 CORRIDA DE LINER EN EL POZO SACHA 406 D

NOTA: Todos los accesorios para la corrida de liner son con Rosca BTC.

11.. El ensamble del equipo X-PAK Hanger/Packer, RPOB y

Expander/Receptáculo, debe ser inspeccionado, medido y pre-ensamblado

con el Multi-Piston Setting Tool junto con el Polish Nipple y el Liner Wiper

Plug.

22.. Verificar que el equipo de Colgador de Liner esté de acuerdo al Check List

de Ensamble llenado en el momento del ensamble (chequear que el

colgador sea para Casing 9-5/8” 53.5# N-80).

33.. Adicional a las operaciones en la corrida de liner, se realiza la simulación de

Torque y Arrastre.

NOTA: Previo a la corrida de liner realizar una charla pre-operacional con

todo el personal que estará involucrado con este proceso.

44.. Conectar la zapata (doble válvula) TIW tipo 226-DV en el pin (rosca) del

primer tubo del liner.

55.. Conectar el Collar Flotador TIW en el pin del segundo tubo de liner

66.. Conecte el TIW Landing Collar tipo O-L en la caja del 2do tubo de liner.

72

Cada vez que el Top Drive suelte la tubería de liner y posterior tubería de

trabajo, se deberá tapar la boca de la tubería de revestimiento para evitar que

caiga cualquier objeto en su interior.

77.. Durante la corrida, asegúrese de llenar el liner con fluido de perforación

correctamente, tubo por tubo de densidad 11,4 lb/gal. Utilizar el top drive.

88.. Después de conectar el último tubo de liner, verificar que el fluido esté lleno,

en la tubería en su totalidad.

99.. Levantar y conectar el ensamble del Colgador de Liner TIW tipo X-PAK

Hanger/Packer al último tubo del liner.

1100.. Conectar el primer stand de tubería pesada de 5”, bajar lentamente hasta que

el Setting Tool esté por debajo del conjunto BOP, circular la capacidad del

liner y monitorear los parámetros de peso, caudal, presión y rotación.

1111.. Instale el protector de goma de la sarta de trabajo, para evitar la caída de

objetos dentro del hoyo durante la corrida.

1122.. Durante la bajada del Liner, conejear con calibrador de 2-1/2” OD toda la

tubería de trabajo HWDP 5”, y tubería de DP´s. Si el calibrador se atasca en

cualquiera de los tubos, este debe ser reemplazado.

1133.. Bajar el total de 15 paradas de tubería pesada de 5” (1,376.19 ft), llenar y

circular.

1144.. Continuar bajada con DP´s 5” llenando y rompiendo circulación) cada 10

paradas (Máx.: 1,000 psi, hasta llegar a la Zapata de 9-5/8” (9,202 ft). En este

73

punto circular la capacidad de drill pipe y liner (Máx. presión de circulación:

1,800 psi

NOTA: El rango máximo de presión será analizado con el operador de TIW y

el Co-Man si la presión de circulación es constante podrá incrementarse

según las condiciones del pozo. Siempre mantener monitoreo de los retornos

en superficie e ir incrementando de manera lenta y progresiva.

Antes de llegar a la zapata 9-5/8” la cabeza de cementación debe estar

armada, se debe instalar el Manifold de Cementación de TIW y en presencia

del Company Man debe insertar el PDC (Pump Down Plug) y la esfera

pesada para expansión de contingencia. También instale un tubo o Pup Joint

de drill pipe y luego coloque el Manifold en un lugar accesible para usarlo una

vez que el liner llegue a la profundidad deseada. El Company Man debe

observar que tanto al tapón como a la esfera de contingencia se debe poner

grasa en el cuerpo de cada uno de ellos.

Al momento de bajar en hueco abierto:

Si en el agujero abierto durante la corrida del liner, se nota obstrucción se

aplicará peso de hasta 80% adicionales al peso de liner (Peso máximo

aplicable 100.000 lbs), se levantará la sarta y en primera instancia se tratará

de bajar con circulación y peso.

Si se decide rotar después de realizar varios intentos aplicando peso y

circulación, se tomarán los siguientes parámetros:

Máximo peso aplicado a la sarta para rotar será de 75% del peso del liner

flotado (40.000 lbs) (en caso de requerir trabajar con más peso se requiere

74

previa consulta y aprobación). Se trabajara rotación con 20-40 rpm, teniendo

en cuenta como límite de torque 24.000 lbs.ft; lo que significaría

aproximadamente 8,800 lbs/ft a nivel del liner – 18.000 lbs.ft a nivel del HW

5”. De no ser posible mantener rotación con este parámetro por observar altos

torques, se debe disminuir las RPM hasta mantener el torque constante y por

debajo del límite establecido.

1155.. Continuar bajando el liner de 7” en hueco abierto, llenando y rompiendo

circulación cada 5 paradas (Aproximadamente cada 500 ft).

Una vez conectada la pareja al Top Drive: llenar, romper circulación y circular

mientras baja el stand a la cuña. Tiempo de bajada de la parada 7 min. (4.0

bpm; máx.: 1,000 psi). Aplicar este procedimiento cada 5 paradas, de manera

de ir levantando la columna y facilitar la circulación en fondo.

Mantener en lo posible siempre la sarta en movimiento.

Monitorear peso de la corrida del liner de 7” y compararla con el teórico.

De ser necesario, en caso de observar signos de apoyo y/o arrastre durante

la bajada, circular el pozo para limpiar el mismo.

1166.. Bajar las últimas 5 paradas circulando. Mantener monitoreo y control de

presiones. De ser necesario bajar con rotación para llegar a fondo.

1177.. Continuar bajando el liner hasta que la zapata este aproximadamente 30 pies

de la profundidad deseada y conectar la junta, con el ensamble de la cabeza

de cementación.

75

1188.. Establecer circulación lentamente (2.0 bpm; máx.: 1,000 psi). Monitorear que

se observe retorno constante.

1199.. Posicione el liner a la profundidad deseada (11821 ft, 2 pies por encima de la

profundidad total (11,823 ft)) Circule hasta obtener zarandas limpias.

Nota: máxima presión de circulación 1800 psi, siempre y cuando las mismas

se observen estable. De existir inestabilidad en la presión disminuir tasa de

circulación y mantener circulación hasta observar mejora en la estabilidad de

la misma.

2200.. Circular para acondicionar el lodo previo a la cementación. Si existiera

presiones oscilantes, circular hasta estabilizar la presión, no cementar hasta

no observar presiones estables.

2211.. Continuar con el programa de cementación recomendado por Well Service.

2222.. Probar líneas de cementación con 5500 Psi. manteniendo en todo momento

la máxima seguridad en esta operación. El piso del taladro debe estar

totalmente delimitado y con personal fuera del área delimitada.

NOTA: Previo a la cementación se deberá verificar que la válvula Kelly del

Top Drive, se encuentre cerrada, de igual manera, TIW deberá cerrar la

válvula de 2” del plug Manifold que alberga la esfera de contingencia.

2233.. Comience la cementación, una vez bombeado todos los pre flujos y el

volumen de cemento.

76

2244.. Una vez terminada la cementación, se procede a asentar el X-PAK

HANGER/PACKER.

Aplique presión lentamente hasta alcanzar +/- 4500 psi. Y mantenerla durante

10 Min.

Considerar que a los +/- 4,000 psi, se debe registrar el cizallamiento del shear

ring y activación del Multi-Piston.

Después de los 10 Min, desahogue la presión.

Verificar el fluido de retorno. (Back Flow), reporte resultados.

2255.. Tensionar +/- 50.000 lbs sobre el peso de la Sarta, para verificar expansión

del Colgador de Liner. (verificar que sea tensión y no movimiento de tubería)

2266.. Para liberar el Setting Tool realice los siguientes pasos:

(Verificar que las válvulas del Top Drive y la válvula de 2” del Manifold de

cementación, estén abiertas previo al procedimiento de liberación de liner).

Descargue todo el peso del liner más 1.0 ft adicional.

Levante la tubería y observe la pérdida de peso del liner.

2277.. Si no se nota la pérdida del peso del liner, repetir el paso anterior.

2288.. En este momento puede levantar drill pipe 22 ft (con esta longitud el stinger

del Setting tool estará en la boca del tope del liner), inicie la circulación y

completar un primer fondo arriba. Continúe levantando con el Setting Tool,

77

30 ft adicionales, completar un segundo fondo arriba con lodo de perforación

para remover cualquier exceso de cemento, para posterior cambio de fluido

por agua fresca.

2299.. Reciprocar longitud de un tubo y aplicar rotación con 40 rpm – 600 GPM (12-

14 BPM).

3300.. Probar con 700 psi por 10 min. el sello metal-metal del Colgador de Liner

Expandible X-PAK.

3311.. Si la prueba sale efectiva Proceder a cambiar el fluido de perforación por

agua fresca.

3322.. Quebrar cabeza de cementación.

3333.. Levantar el Setting Tool a superficie.

3344.. Si no se obtiene resultados para la liberación del Liner, se debe proceder a la

liberación mecánica:

Coloque sarta de trabajo con +/- 10,000 lbs de tensión sobre la posición

neutral.

Aplique 15 vueltas a la derecha.

Levante el drill pipe y observe la pérdida del peso del liner.

78

CAPÍTULO IV

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS

Se ha realizado el diseño y corrida de un liner con sistema expandible, por lo

que se procede a realizar un descriptivo análisis en los resultados obtenidos.

4.1 COMPARATIVA DE USO DE LINER CON TUBERÍA

CONVENCIONAL

El tiempo de operación que se demora en colocar un liner es mucho menor que

colocar tubería desde superficie, además los costos son menores, como se va a

demostrar en la tabla 4.1

79

TABLA N° 4.17 Comparativa de Uso entre Liner Hanger y Tubería convencional

(casing)

Pozo con Liner Sacha

406D

Pozo con tubería

convencional

TUBERÍA

Numero de tubos

75

323

Costo por tubo 730 $ 54.750 235.790

Peso Total de la tubería

(lbs)

73.000

307.346

CEMENTO

Cantidad de cemento

(sacos)

Costo por saco 17$

296

5032

1263

21.471

TALADRO

Tiempo por corrida

(días)

Costo del taladro

40.000$ por día

2

80.000

4

160.000

HERRAMIENTAS

Costos extras $

Bajada de liner $

98.000

0

5000

40000


80

Los valores del pozo con tubería convencional, se tomó de un pozo de Sacha a

una profundidad bastante similar. (Fuente Rio Napo 2013).

La tabla 4.1 tiene como objetivo demostrar las ventajas que tiene usar un liner

con hanger, frente a hacer uso de tubería convencional (casing).

En la tabla 4.1 se ha realizado la comparativa entre costos que representa usar

liner, en este caso (LINER/HANGER XPAK TIW) y usar tubería convencional

hasta superficie.

En relación a los costos, el costo total de tubería al usar (LINER/HANGER

XPAK TIW) es de un aproximado de 55.000 dólares, mientras que si se usa

casing convencional se tendría un costo aproximado de 236.000$, esto debido

a que el costo del tubo es de 20$ por pie, y cada tubería tiene 36,5 pies.

El tiempo de operación aproximado en correr todo el sistema de liner es de

alrededor de 2 días, mientras que si se usa un sistema de casing convencional

este tiempo oscilaría entre 4 días, esto en costos quiere decir que si el alquiler

de la torre por día está en 40.000$, usando el liner se tendría un costo de

80.000$, mientras que usando tubería convencional se obtendría un costo de

160.000$ dólares, solo del uso de la torre. Sin contar la mano de obra de 4 días,

y el tiempo que nos anticipamos a la producción del pozo en sí.

La cantidad de sacos de cemento a utilizar en un sistema (LINER/HANGER

XPAK TIW) es de 296 sacos, mientras que al usar un sistema de tubería

convencional se necesitaría usar alrededor de 1263 sacos, lo que si a esto

sumamos que el costo de saco de cemento tipo G en el mercado es de 17$

dólares, el costo total sería de 5032$ dólares usando liner, y de 20.000$ dólares

usando tubería convencional.

81

Otra gran aportación de usar un liner frente a usar tubería convencional es que

ya no se necesita usar un cabezal en superficie que soporte las casi 310000lbs

de peso, que es un riesgo bastante alto al momento de revestir al pozo.

Cuando usamos (LINER/HANGER XPAK TIW) podemos extender el liner hasta

la parte que se requiera, en caso que haya corrosión en el casing intermedio de

9 5/8’’, gracias a la innovadora herramienta Tie Back Expander.

Se tendrá más espacio areal en el pozo, al momento de realizar una

completación posterior a la producción del pozo; esto debido a que si se

quisiese usar tubería convencional, todo el pozo quedaría confinado a 7” de

diámetro, mientras que en este sistema se tendrá un espacio dentro del pozo de

9 5/8’’ hasta la ubicación del liner, lo que en un futuro esto se traduce como la

mejora de eficiencia de producción, si por ejemplo se desearía bajar una bomba

electrosumerjible de mayor diámetro y por lo tanto de mayor capacidad.

El ahorro económico que representa colocar un sistema de liner hanger con

sistema expandible es sumamente alto como se va a demostrar en la siguiente

tabla 4.2.

82

TABLA N° 4.2 8 Comparativa de costos entre usar Liner y usar tubería

convencional

Pozo con Liner Sacha

406D

Pozo con tubería

convencional

Costo por tubería $ 54.750 235.790

Costo por Herramienta $ 98.000 5.000

Costo por Taladro $ 80.000 160.000

Costo por cemento $ 5032 21.471

Costo por Bajada de

Liner $

0 40.000

Total $ 237.782 462.261


Como se puede ver en la tabla 4.2 el ahorro económico que tenemos al usar

LINER/HANGER XPAK TIW es de 224.479 $ dólares, lo cual es un ahorro

aproximado del 48,6 %.

4.2 COMPARATIVA DE USO DE LINER CON HANGER

EXPANDIBLE Y LINER CON HANGER CONVENCIONAL

La tecnología de colocar liner con un colgador dentro de un pozo, no es nueva,

en realidad se ha probado muchas tecnologías antes de colocar tubería de esta

manera, pero la razón principal que muchos ingenieros ven a la hora de

diseñarlo dentro de sus proyectos, es debido a un ahorro económico bastante

83

significativo, y por supuesto el tiempo que se acorta bastante usando esta

tecnología.

Sin embargo, el temor de muchos ingenieros a la hora de colocar estos

colgadores y el escepticismo, han hecho que simplemente se obviara dicha

tecnología por malas prácticas a la hora de colocarlo, pues hasta hace poco el

sistema que se usaba era colocar liner con un colgador convencional, a

diferencia del expandible que está más que probado en la industria petrolera, y

es sinónimo de calidad y aceptación.

A continuación se detallará las principales características y diferencias de usar

un hanger (colgador) expandible a usar un hanger (colgador) normal.

TABLA N° 4.39 Diferencias entre colgador convencional y colgador expandible

Hanger Convencional Hanger Expandible

XPAK TIW

Peso Cuando se aumenta la

carga, se disminuye el

área de flujo.

Permite tener una mayor

carga y al mismo tiempo

una mayor área de flujo.

Accesorios Se utiliza dos equipos, el

colgador sea este

hidráulico o mecánico y

un asiento.

Un solo equipo es

armado, el XPAK

LINER/HANGER.

Rotación Se puede aplicar

rotación una vez que los

equipos estén

asentados.

Se puede dar rotación al

equipo aun cuando este

está siendo corrido, e

incluso durante la

cementación.

84

Hermeticidad y Sello

La unión del colgador y

la pared del casing es

por medio de

elastómeros.

La unión es metal-

metal, siendo esto

mucho más hermético y

fuerte que un

elastómero.

Hidráulica Debido a que el asiento

interno es de mayor

diámetro que el hanger,

se tiene un menor

diámetro.

El equipo XPAK

LINER/HANGER es uno

solo, por lo que el área

de flujo es mayor, y así

la hidráulica es mejor.

Costos El costo inicial es menor,

sin embargo requiere

futuros trabajos.

El costo inicial es mayor,

los costos secundarios

no son frecuentes.

Partes Móviles Tiene muchas partes

móviles, y el sello es

expuesto.

No tiene partes móviles

pues es un solo equipo,

menos complejidad.


En la tabla 4.3 se puede ver las ventajas, desventajas, y diferencias, entre los

diferentes aspectos técnicos, a la hora de colocar un colgador; y está

demasiado claro, porque se ha elegido un colgador de última generación,

expandible y sin partes móviles como es el “XPAK LINER/HANGER” de TIW.

Un punto que se debe hacer mención y es uno de los más importantes, es el

sello. El sello crea una hermeticidad suficiente en la tubería por lo que el sello

metal-metal es mucho más resistente que un sello en que se usa elastómeros,

además de esto, en el colgador expandible este es un sello definitivo o conocido

Continuación Tabla 4.3

85

como primario, sin embargo usando un colgador convencional este es un sello

que está expuesto a ser dañado en el proceso de corrida.

Otro punto a destacar es el área de flujo. El diámetro que se tiene con un

colgador convencional usando el mismo diámetro de liner para los dos, es

bastante reducido, esto se debe a que el asiento tiene un diámetro extra que no

solo disminuye la hidráulica, sino que también dificulta un futuro trabajo, o una

completacion más compleja para la producción del pozo. Mientras que en el

colgador expandible, el diámetro interno es uno solo pues se trata de un solo

equipo.

La ventaja que tiene usar un colgador convencional frente a un expandible, es

su costo de instalación inicial, pues este es menor frente a usar un colgador

expandible, sin embargo los futuros trabajos, hacen que esta ventaja se vuelva

en contra rápidamente, pues se ha demostrado que los trabajos futuros, que se

requiere, y el diámetro reducido, son inconvenientes, que el colgador

expandible rápidamente lo soluciona.

Es por estas razones que los colgadores expandibles son mucho más usados

en la actualidad, y si bien su costo inicial es mayor, las ventajas futuras son aún

más grandes.

4.3 RESULTADOS DE LA CORRIDA DEL EQUIPO EN EL POZO

SACHA 406D

NOTA: Cabe resaltar que el alcance de este trabajo, está orientado al diseño,

tanto del sistema de liner con hanger de diseño expandible, y al diseño de

cómo se debe correr dicha herramienta dentro del pozo, sin embargo si los

resultados en la propia experiencia difirieren del trabajo teóricamente realizado,

no serán parte del mismo, pues se estaría incurriendo en otro trabajo no

86

estipulado dentro de este.

Una vez que se diseñó el tipo de liner a usar, se ensamblo el equipo y

finalmente se corrió dentro del pozo, las experiencias e impresiones que se

pueden dar acerca de este trabajo se enumerarán a continuación.

El proceso de corrida, y los trabajos realizados en el pozo se detallaran a

continuación.

PRIMER DÍA DE OPERACIONES

06:00

Llega a Locación SACHA 406 D, TALADRO PDV 79.

Revisa de equipo Flotación TIW (OK).

Elabora Pre Job del Tally Liner.

09:00

Reunión pre operacional y de seguridad para la corrida del liner.

Instaló equipo WEATHERFORD

Conectó

o Zapata de TIW 7” 26 #, P-110 BTC.

o 1 Jnts 7” 26 # P-110 (BTC).

o Float Collar 7” 26# P-110 BTC

o 1 Jnts 7” 26 # P-110 (BTC).

o Landing Collar

o Prueba equipo de flotación (OK).

o 10 Jnts 7” 26 # P-110 BTC.

o Pup Joint 7”, 26#,P-110 BTC.

o 63 Jnts 7” 26 # P-110 BTC.

87

o Instaló 36 centralizadores (Centek SII Centraliser 7” x 8-1/2” OH).

o Instaló 79 anillos de torque TIW.

15:00

Conectó ensamble de colgador TIW X-PAK

RIG Down de herramientas WEATHERFORD.

Conectó primera parada de D.P.H.W

Circuló y tomó parámetros.

TABLA N° 4.410Circulación de Fluido

Caudal

(Bpm)

Presión (psi)

Max: 1,000 psi

2.0 150

4.0 220

6.0 320

8.0 450

104 TOTAL (bls)


88

TABLA N° 4.511Peso

con circulación sin circulación

Peso

Arriba

120.000 lbs 130.000 Lbs

Peso

Abajo

115.000 lbs 125.000 Lbs


TABLA N° 4.612Rotación dentro del pozo

RPM TORQUE

( lb-ft )

20 1000

30 1000

40 1000


Continuó bajando liner,y llenó cada 10 paradas, conejeó H.W.y D.P. con

2-9/16”.

Realizó ensamble de cabeza de cementación tipo Top Drive.

Cargó esfera de contingencia de 2-1/2” OD y tapón de CTS II limpiador

de DP’s.

89

21:30

Bajó hasta la profundidad de 9,160.34 ft, parada 54 de DP de 5”

(zapata de 9-5/8” @ 9,206.00 ft).

SEGUNDO DÍA DE OPERACIONES

01:00

En la parada 68 @ 10,471 ft, se aplicó peso entre 10-30 klbs y bomba 5

Bls/Min.,1100 psi y rotación 20 RPM ( 11000- 18000 lbs/ft).

Se continua bajando y trabajando sarta con bomba y rotaria con: 5 bpm,

600-900 psi, 20 RPM (15000- 20000 lbs/ft), venciendo apoyos.

05:00

Se continua bajando y trabajando sarta con bomba y rotacion con: 5

bpm, 600-900 psi, 40 RPM (15000- 20000 lbs/ft), venciendo apoyos.

hasta llegar a T.D. ( 11,823.00 ft).

11:00

Se llega a fondo @ 11,823.00 ft, se levanta y se colocó zapata a

11,821 ft.

Se circula un fondo arriba para limpiar el hoyo y condicionar el lodo, a

presiones constantes.

12:30 - 13:00

Se terminó de circular el fondo arriba, se quiebra dos sencillos de la

parada 83 de DP de 5’’.

90

Conecta ensamble de cabeza de cementación, se realiza toma de

parámetros y continuó circulando, CON ROTACIÓN.

Se circuló y rotó por +/- 3:00 horas hasta tener estable el pozo y en

condiciones de cementar.

14:00

Realizó reunión de seguridad y operacional para los trabajos de

cementación.

BAKER HUGHES realizó pruebas de líneas con 7,500 psi. 5 min. (OK).

15:00

Se para rotación.

Efectuó cementación de acuerdo a programa:

- 5 Bls de Agua Tratada

- 60 Bls. De MUD CLEAN ACID.

- 5 BlS de Agua Tratada

- 80 Bls de RSB

- 5 Bls de Agua Tratada

- 20 Bls. De MUD CLEAN ACID.

- 5 BlS de Agua Tratada

- 30 Bls de SURE BOND

- 10 Bls de Agua Tratada.

- 40 Bls de SCAVENGER 13 lb/gal.

- 24 Bls de lechada Retardada 16. 5 lb/ga.l

- 96 Bls de lechada de Cola 16.5 lb/gal.

91

Liberó dardo de limpieza del cabezal del cementación y observó el paso

por el indicador.

Inició desplazamiento de 251 Bls. de la siguiente manera: 103 bbl de

Agua y 148 bbl de lodo:

Continuó desplazamiento hasta 142 Bls, se observa acoplamiento

entre tapones de 300 - 700 PSI.

A los 255 bls no se observó acople de tapones a Landing Collar.

18:15

Soltó la esfera pesada desde la superficie, se dejó gravitar alrededor de

40 min.

19:00

Se presurizo el sistema progresivamente con un caudal de 0.5 -1 Bpm

hasta 3900 psi, donde se observa ruptura del anillo de corte del Power

Tool disminuyendo la presión a 1600 momentáneamente hasta que las

cámaras hidráulicas se llenen, lo cual da inicio al proceso de expansión

del cuerpo del colgador, continua presurizando hasta completar proceso

de expansión con 4,670 psi por espacio de 5 minutos se conserva la

presión.

Desahogó y observó retorno de 2.0 bbls.

Se tensionó 60 klbs (hasta 500 klbs en el martin decker) notando el

anclaje efectivo.

Procedió a la liberación del setting tool aplicando 60 Kbls. Hasta 100

klbs en el martin decker)

Comenzó a levantar 22 ft, notando pérdida de peso, de 60 klbs (peso

del liner), obteniendo un peso de 320 Klbs. (Herramienta libre).

92

Para establecer circulación se rompe el asiento, se presurizo el sistema

progresivamente con un caudal de 1 Bpm hasta 5000 psi observando

perdida de presión y circulación en zarandas, quedando un peso en el

indicador de 215 klbs.

19:30

Circuló para limpiar el pozo con 12 barriles a 2700 psi, y 10 bpm con

1500 psi

Desconectan líneas de cementación BJ.

Efectuó prueba de integridad con 700 psi por 10 min (ok),

Quebró cabeza de cementar TIW.

Cambió fluido por agua fresca.

Inició a sacar Setting Tool a superficie

OBSERVACIONES

Se observó puntos en los cuales se obtuvo restricciones para bajar, pero

se vencieron con peso y bombeo y Rotación.

Se rotó el liner según procedimiento, durante la bajada del liner.

Durante las operaciones se rotó en hueco abierto de la parada 68 hasta

llegar a TD, se levantó dos pies y se circuló un fondo arriba con rotación

40 PRM.

Conecto la cabeza de cementación se continuó rotando el liner con 15

RPM por un tiempo aproximado de 2:00 hrs con el propósito de ayudar a

mejorar las condiciones reologicas del lodo del pozo.

El lodo de perforación ayudó satisfactoriamente en la limpieza del hoyo.

93

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

Se logró realizar el diseño, para la selección del equipo apropiado de

liner con hanger en el pozo Sacha 406D, teniendo en cuenta aspectos

técnicos, operacionales y económicos, gracias a la obtención de

parámetros y cálculos técnicos realizados.

Se comprobó que el equipo diseñado de Liner/Hanger modelo XPAK,

ofrece un ahorro económico del 48,6 % frente a usar un sistema de

tubería de revestimiento de producción normal.

Se analizó la consideración de diseño de tuberías de revestimiento de

pozos, estudiando los diferentes grados de acero y peso que se

presentan en la industria petrolera, con el fin de lograr un diseño optimo,

que cumplan con los requerimientos de presión y temperatura, en los

factores de tensión, estallido y colapso, calculados para la tubería

seleccionada.

Se obtuvo ciertos datos de la mecánica del pozo Sacha 406 D, que

permitió analizar y diseñar, cuál es la propuesta más lógica, y económica

de revestimiento en el área de producción, que sin duda es un liner con

colgador expandible.

94

Se comprobó que el tiempo empleado en correr el equipo de

Liner/Hanger expandible dentro del pozo es la tercera parte que el

tiempo empleado en correr tubería convencional en todo el pozo.

Gracias al uso de liner con colgador expandible tenemos mayor diámetro

interno que usando un liner con colgador convencional, por lo que el

proceso de completacion de pozos con cualquier método empleado será

mucho más fácil y se podrá usar un equipo de mayor tecnología, pues

uno de los impedimentos, es el diámetro del pozo.

Se puede concluir que se disminuye riesgos y se aumenta la seguridad

en un pozo en donde se ha instalado liner/hanger con sistema

expandible ya que el sello empleado en un sistema de liner/hanger

expandible es metal con metal, lo que crea una hermeticidad y un sello

bastante más seguro y duradero que el empleado en un sistema de liner

con hanger convencional.

Se definió los criterios para la selección de la profundidad de

asentamiento del colgador a partir del análisis de presión y de la tubería

de revestimiento intermedia.

Se logró diseñar un sistema de liner con hanger de sistema expandible

XPAK, que fue acatado por la empresa, dando resultados positivos en el

proceso de corrida de la herramienta dentro del pozo.

95

5.2 RECOMENDACIONES

Dentro de la Línea de Perforación de pozos de petróleo en el Oriente

Ecuatoriano, específicamente en el diseño de revestimiento de tubería,

considerar siempre el uso de liner con hanger de sistema expandible, en

especial porque la tecnología ha hecho que se trabaje en pozos

direccionales de alta profundidad, debido a esto constituye una ventaja

técnica y económica.

Realizar los debidos cálculos de presión, tensión, estallido, colapso,

siempre, antes de seleccionar un tipo de tubería, para el revestimiento de

cualquier tramo de tubería dentro de un pozo en el área petrolera.

Comparar los diferentes grados de acero, con las presiones calculadas

de tensión, estallido y colapso, y el tipo de rosca a usar, en el boletín del

API 5C1,2 y 3, que es un manual aprobado por el Instituto Americano de

Petróleo.

Realizar siempre pruebas de presión al equipo ensamblado de

liner/hanger, para con esto no tener contratiempos al momento de correr

dicha herramienta dentro del pozo.

96

NOMENCLATURA

‘ Longitud en pies (ft).

‘’ Pulgadas (inch) (plg)

# Grado de tubería que expresa en lbs por pie.

° Grados de Temperatura

BPM Caudal Volumétrico en Barriles por minuto

BTC Tipo de rosca

CBL Registro eléctrico de adherencia de cemento

CCL Registro eléctrico de localizador de cuellos de tubería

CSG Casing

FST Factor de seguridad de tensión

FSE Factor de seguridad de estallido

FSC Factor de seguridad de colapso

Ft3 Pies cúbicos

ID Diámetro interno

ρl Densidad del lodo de perforación

OD Diámetro Externo

P110 Grado de Tubería por el tipo de acero empleado.

Pal Presión de Asentamiento de liner

Ph Presión Hidrostática

97

Pc Presión de Colapso

Pe Presión de estallido

RPM Revoluciones por minuto

Rc Resistencia al colapso

Re Resistencia al estallido

Rt Resistencia a la tensión

RPOB Tapon obturador recuperable

TIW Texas Iron Works

XPAK Modelo de Liner con hanger de diseño expandible, propiedad de la

compañía TIW.

98

GLOSARIO

Conejear: Limpiar la tubería de suciedad interna, metiendo un conejo o un

elemento que limpie la tubería.

Caja: Así o Macho se le conoce al roscado interno de una tubería, que se

acopla con el pin.

Drift: Es el máximo diámetro, por el cual puede pasar determinada tubería.

Fondo Arriba: Es todo elemento solido que se encuentra en suspensión y que

tiene que llegar a superficie.

Niple: Es un pequeño tramo de tubería con rosca externa para unir dos

tuberías.

Peso abajo: Es toda la cantidad de peso que se tiene desde superficie

especialmente desde el bloque viajero hasta la zapata.

Peso arriba: Es todo el peso que se encuentra desde determinada profundidad

hasta el bloque.

Pin: Es la rosca sobresaliente de una tubería que se acopla a la caja, también

llamado hembra.

Quebrar Tubería: Es el proceso de desenroscar tubería que ha sido torqueada.

Torquear Tubería: Es aplicar peso a una tubería ya sea mediante elementos

hidráulicos, mecánicos o manuales, para que esta pueda tener circulación o

rotación.

99

BIBLIOGRAFÍA

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usadas en casing y tubing en pozos. Boletín Científico.

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Petróleos, Universidad Tecnológica Equinoccial.

U.C.V. Venezuela, (2007). Manual teórico y práctico de Ingeniería en

Completación de pozos. Artículo Científico.

101

ANEXOS

ANEXO N° 1 Herramientas de LINER/HANGER XPAK (Parte 1)

ANEXO N° 1


102

ANEXO N° 2 Herramientas del equipo XPAK (Parte 2)

ANEXO N° 2


103


ANEXO N° 3


104


ANEXO N° 4


105


ANEXO N° 5


106


ANEXO N° 6


107

ANEXO N° 7 DIAGRAMA DE EQUIPOS USADOS EN EL POZO

ANEXO N° 7


108

ANEXO N° 8 Check list de ensamble, mantenimiento y pruebas de presión al

equipo.

ANEXO N° 8


109

ANEXO N° 9 Foto del colgador empleado en el pozo Sacha 406D

ANEXO N° 9


110

ANEXO N° 10 Foto del interior de un equipo desarmado de Liner/Hanger

ANEXO N° 10


Documents

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