Proyecto de Grado RGBF

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA CARRERA DE INGENIERÍA PETROLERA

PROYECTO DE GRADO ESTUDIO TECNICO ECONOMICO PARA EL USO DE LINERS CON COLGADOR EXPANDIBLE EN LA PERFORACION DE POZOS PETROLÍFEROS.

POSTULANTE: RAUL GONZALO BALDIVIA FARFAN TUTOR: ING. MARCO ANTONIO MONTESINOS MONTESINOS

LA PAZ - BOLIVIA NOVIEMBRE - 2013

DEDICATORIA Quiero de dicar este proyecto especialmente a la memoria de mi amado padre Leonardo Baldivia Guzmán, quien siempre me ha apoyado y alentado durante mis estudios, y gracias a quien, hoy en día, soy lo que soy, y tengo los valores que tengo. Sé que desde el cielo me está cuidando y guiando mí camino. Gracias papito. ¡Papito estas con Dios!; ¡Dios! ¡Estas con mi papito! A mi madre adorada Rebeca Farfán Esquivel quien ha sido uno de los pilares fundamentales durante toda mi vida, la que siempre me apoyo en todo, me enseño lo que es la humildad, la bondad con su ejemplo ya que ella tiene los sentimientos más hermosos que se pueda encontrar en una persona, y ese amor incondicional que solo una madre puede dar. A mi tía Goldys, por brindarme su apoyo incondicional en todo momento ser como una segunda mamá. A mis hermanas; Giovy y Laura, por siempre estar a mi lado y compartir las aventuras y desventuras que viví durante esta etapa. A mi tíos Raul, Edmundo y mi cuñado Dan por haber sido participes en la recta final de mi carrera, y haberme apoyado en los difíciles momentos que pase. A mi abuela y a toda mi familia, quienes siempre me alentaron y dieron su apoyo.

AGRADECIMIENTOS A Dios, porque con el todo se puede, por la salud que me ha dado, por la familia que tengo, y las personas maravillosas que me ha permitido conocer, y por las fuerzas que me brindo en los momentos más difíciles de mi vida, y a pesar de eso poder seguir por el camino correcto, y finalmente por lo que hoy espero que me permita conseguir y en el futuro. Eternamente agradecido a mis padres, sencillamente por todo lo que me han dado. Al Ingeniero Marco Antonio Montesinos por brindarme la oportunidad de ser mi tutor para este proyecto de grado. A todos mis docentes, puesto que he aprendido muchas cosas de ellos, no solamente su teoría, si no, sus cualidades como seres humanos. A todos los compañeros con lo que he podido compartir en la carrera de Ingeniería Petrolera, puesto que de ellos también he aprendido muchas cosas, y que más que compañeros son amigos. A mis mejores amigos:Johnny, Freddy, Jens, Lubriel, Quiroz, Fabricio, Fernando T., Sergiolo, José José Z., José Luis Z, Cubas, Rodrigo Serrano, Raul S., Tabe, Bebeto y muchos más, con los que compartí, más que una amistad, una hermandad, y más que amigos son hermanos, gracias por apoyarme en las buenas y en las malas. A todos los amigos que me dio la vida, puesto que de cada persona se aprende algo bueno. A la prestigiosa Carrera de Ingeniería Petrolera , perteneciente a la Facultad de Ingeniería, perteneciente a su vez a la Universidad Mayor de San Andrés, por haberme dado la oportunidad de adquirir los fundamentos necesarios como para desenvolverme ante cualquier reto dentro de la inmensa Industria Petrolera

INDICE DEL CONTENIDO INDICE DEL CONTENIDO ...................................................................................... I INDICE DE TABLAS ............................................................................................ XII ACRONIMOS ...................................................................................................... XIV RESUMEN EJECUTIVO ..................................................................................... XVI CAPITULO I GENERALIDADES 1

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

1.1

ANTECEDENTES ............................................................................. 2

1.2

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

1.2.1

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

1.2.2

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

1.3

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

1.3.1

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

1.3.2

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

1.4

JUSTIFICACION ............................................................................... 5

1.4.1

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

1.4.2

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

1.5

ALCANCE…………………………………………………………………..5

1.5.1

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

1.5.2

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

CAPITULO II REVESTIDORES Y LINERS 2

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

2.1

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

2.1.1

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

2.2

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

2.2.1

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

2.2.2

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

2.2.3

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

2.2.4

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

2.2.5

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

2.3

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

2.3.1

GRADO ........................................................................................... 15

2.3.2

RANGO ........................................................................................... 16

2.3.3

PESO .............................................................................................. 17

2.3.4

DIAMETRO ..................................................................................... 17

2.3.5

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

2.3.5.1

Colapso ........................................................................................... 19

2.3.5.2

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

2.3.5.3

Tensión ........................................................................................... 20

2.3.5.4

Compresión ..................................................................................... 20

2.3.5.5

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

CAPITULO III COLGADORES DE LINER CONVENCIONALES 3

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

3.1

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

3.1.1

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

3.1.2

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

3.1.3

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

3.1.4

CLASIFICACION DE COLGADORES DE LINER CONVENCIONALES ....................................................................... 24

3.1.4.1

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

3.1.4.1.1 3.1.4.1.2 3.1.4.1.3 3.1.4.1.4 3.1.4.2

Aplicaciones .................................................................................... 24 Características y Beneficios ............................................................ 25 Procedimiento de ensamblado y operación ..................................... 25 Colgadores mecánicos disponibles ................................................. 27 Colgadores de liner hidráulicos ....................................................... 29

3.1.4.2.1 3.1.4.2.1.1

Aplicación de un colgador de liner hidráulico (Caso específico). ..... 29 Empaque Superior de liner con adaptador integral de asentamiento30

3.1.4.2.1.1.1 Características y Beneficios…………………………………………… 30 3.1.4.2.2 3.1.4.2.2.1

Colgador de Liner Hidráulico Rotativo ............................................. 31 CaracterÍsticas y beneficios............................................................. 31

3.1.5

COLLAR DE ASENTAMIENTO ....................................................... 32 II

3.1.6

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

3.1.7

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

3.1.8

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

3.1.8.1

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

3.1.8.1.1 3.1.8.1.2 3.1.8.1.3 3.1.8.2

Características ................................................................................ 36 Beneficios ....................................................................................... 36 Aplicación ........................................................................................ 36 Tapón limpiador de liner sencillo con asiento de esfera (SWP) ....... 37

3.1.8.2.1 3.1.8.2.2 3.1.8.2.3 3.1.9

Características. ............................................................................... 37 Aplicación ........................................................................................ 37 Beneficios. ...................................................................................... 38 DARDOS DE TUBERIS DE PERFORACION .................................. 38

3.1.9.1

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

3.1.9.1.1 3.1.9.1.2 3.1.9.1.3 3.1.10

Características ................................................................................ 39 Beneficios ....................................................................................... 39 Aplicación ........................................................................................ 39 OBTURADORES ............................................................................ 40

3.1.11

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

3.1.11.1

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

3.1.11.1.1 3.1.11.1.2 3.1.11.1.3 3.1.11.2

Características ................................................................................ 41 Beneficios ....................................................................................... 42 Aplicación. ....................................................................................... 42 Activador de empacaduras de tope de Liner (RPA) ......................... 42

3.1.11.2.1 3.1.11.2.2 3.1.11.2.3 3.1.11.3

Características ................................................................................ 43 Beneficios ....................................................................................... 43 Aplicación ........................................................................................ 43 Herramienta de corrida R con seguro hidráulico.............................. 44

3.1.11.3.1 3.1.11.3.2 3.1.11.3.3 3.1.11.4

Características ................................................................................ 44 Beneficios ....................................................................................... 45 Aplicación ........................................................................................ 45 Herramienta de corrida HNG de liberación hidráulica. ..................... 45

3.1.11.4.1 3.1.11.4.2 3.1.11.4.3 3.1.11.5

Características. ............................................................................... 46 Beneficios. ...................................................................................... 46 Aplicación. ....................................................................................... 46 Herramienta de corrida S ................................................................ 46

3.1.11.5.1

Características. ............................................................................... 46 III

3.1.11.5.2 3.1.11.5.3 3.1.11.6

Beneficios. ...................................................................................... 46 Aplicación. ....................................................................................... 47 Herramienta de corrida SSD ........................................................... 47

3.1.11.6.1 3.1.11.6.2 3.1.11.6.3 3.1.11.7

Características. ............................................................................... 48 Beneficios. ...................................................................................... 48 Aplicación. ....................................................................................... 48 Herramienta de corrida SD .............................................................. 48

3.1.11.7.1 3.1.11.7.2 3.1.11.7.3 3.1.11.8

Características. ............................................................................... 49 Beneficios. ...................................................................................... 49 Aplicación. ....................................................................................... 49 Certificación de herramientas .......................................................... 49

3.1.11.9

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

CAPITULO IV REVESTIDORES CON COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES 4

INTRODUCCION ............................................................................ 51

4.1

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

4.2

CARACTERISTICAS DEL COLGADOR DE LINER EXPANDIBLE . 53

4.3

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

4.4

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

4.4.1

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

4.4.1.1

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

4.4.2

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

4.4.2.1

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

4.4.2.2

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

4.5

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

4.5.1

EQUIPOS. ....................................................................................... 64

4.5.1.1

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

4.5.1.1.1 4.5.1.1.1.1

Unidad de sello Tie back. ................................................................ 65 Características ................................................................................ 66

4.5.1.2

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

4.5.1.2.1 4.5.1.2.1.1

Resumen de metalurgia .................................................................. 68 Servicio estándar ............................................................................ 68

4.5.1.2.1.2

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

4.5.1.2.1.3

Servicio de H2S ............................................................................... 68 IV

4.5.1.2.2 4.5.1.2.3 4.5.1.3

Sistema de alto torque. ................................................................... 68 Beneficios ....................................................................................... 69 Camisa de asentamiento ................................................................. 69

4.5.1.4

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

4.5.2

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

4.5.2.1

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

4.5.2.1.1 4.5.2.1.1.1

Características destacables de la herramienta de asentamiento. .... 71 Válvula Crossover. .......................................................................... 71

4.5.2.1.1.2

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

4.5.2.1.1.3

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

4.5.2.2

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

4.5.2.2.1 4.5.2.3

Ensamble de la Válvula Flapper. ..................................................... 73 Diseño de Contingencias. ............................................................... 73

4.5.2.4

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

4.5.2.4.1 4.5.2.5

Flapper. ........................................................................................... 74 Tercera Generación: Herramienta de Asentamiento del ELH .......... 75

4.5.2.5.1 4.5.2.5.2 4.5.2.5.3 4.5.2.6

Herramienta de alto torque. ............................................................. 75 AsentamientoPrimariodel Flapper. .................................................. 75 AsentamientoSecundariodel Flapper. .............................................. 76 Liberación de contingencia (Sin pines de Corte). ............................ 76

4.5.3

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

4.5.4

VENTAJAS Y BENEFICIOS DEL COLGADOR DE LINER EXPANDIBLE.................................................................................. 79

4.5.5

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

4.5.6

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

4.5.7

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

CAPITULO V APLICABILIDAD DEL SISTEMA DE COLGADOR DE LINER EXPANDIBLE ELH EN EL POZO PNW – 5D 5

INTRODUCCION ............................................................................ 81

5.1

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

5.1.1

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

5.1.1.1

Objetivos estratégicos ..................................................................... 82 V

5.1.1.2

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

5.1.1.3

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

5.1.2

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

5.1.3

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

5.1.4

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

5.1.5

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

5.1.5.1

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

5.1.5.2

Objetivos ......................................................................................... 85

5.1.5.3

Desafíos .......................................................................................... 85

5.1.5.4

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

5.1.5.4.1 5.1.5.4.2 5.1.5.4.2.1

Diseño y selección de liner .............................................................. 85 Cementación de liner de producción 7”. .......................................... 89 Líneas guía de cementación liner 7”. .............................................. 89

5.1.5.4.2.1.1 Objetivo…………………………………………………………………... 89 5.1.5.4.2.1.2 Requerimiento de contingencia……………………………………….. 90 5.1.5.4.2.1.3 Parámetros de diseño…………………………………………………. . 90 5.1.5.4.2.2

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

5.1.5.4.3 5.1.5.4.3.1

Consideraciones a tomar ................................................................ 91 Cálculos de volúmenes de cementación ......................................... 92

5.1.5.4.3.2

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

5.1.5.4.4 5.1.5.4.4.1

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

5.1.5.4.4.1.1 Actividades Pre-Trabajo………………………………………………... 94 5.1.5.4.4.1.2 Proceso de instalación…………………………………………………. 95 5.1.5.4.4.1.3 Contingencias ………………………………………………………….. . 99 5.1.5.4.4.1.4 Probando el colgador de liner expandible…………………………… 101 5.1.5.4.5 Resultados .................................................................................... 102 CAPITULO VI ANALISIS TECNICO ECONOMICO COMPARATIVO ENTRE SISTEMAS DE COLGADORES

DE

LINER

CONVENCIONALES

Y

SISTEMAS

DE

COLGADORES EXPANDIBLES 6

INTRODUCCION .......................................................................... 103 VI

6.1

COMPARACION TÉCNICA ENTRE SISTEMAS DE COLGADORES DE LINER CONVENCIONALES Y COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES. ............................................................................ 103

6.1.1

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

6.1.2

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

6.1.3

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

6.1.4

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

6.1.5

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

6.1.6

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

6.1.6.1

Problemas potenciales en el uso de colgadores de liner convencionales ............................................................................. 105

6.1.6.1.1 6.1.6.1.2 6.1.6.1.3 6.1.6.1.4 6.1.6.1.5 6.1.6.1.6 6.1.6.1.7 6.1.6.1.8 6.2

Liner no llega a fondo de pozo. ..................................................... 106 Asentamiento prematuro del colgador durante la corrida .............. 106 Problemas con la liberación del Setting tool .................................. 106 Insuficiente peso para asentar el packer ....................................... 106 Fuga en los sellos ......................................................................... 106 Desasentamiento del colgador ...................................................... 106 Empaquetadura no mantiene presión ............................................ 109 Partes móviles y sello totalmente expuestos. ................................ 109 ANALISIS ECONOMICO COMPARATIVO ENTRE SISTEMAS DE COLGADORES DE LINERCONVENCIONALES Y COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES. ........................................................... 109

6.2.1

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

6.2.2

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

6.2.3

AHORRO DE TIEMPO BASADO EN NUESTRO POZO DE APLICACION PNW-5D ................................................................. 111

6.2.4

COSTO POR FALLAS Y REPARACION DE COLGADORES CONVENCIONALES. .................................................................... 113

CAPITULOVII..................................................................................................... 114 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES...................................................... 114 7.1 CONCLUSIONES ........................................................................................ 114 7.2 RECOMENDACIONES ................................................................................ 115 BIBLIOGRAFIA .................................................................................................. 117 VII

GLOSARIO DE TERMINOS ............................................................................... 118 ANEXOS……………… ....................................................................................... 121

VIII

INDICE DE FIGURAS Figura 2.1: Descripción gráfica de tuberías de revestimiento. ................................ 7 Figura 2.2: Descripción gráfica de un Liner: ........................................................... 8 Figura 2.3: Liner de perforación ........................................................................... 10 Figura 2.4: Liner de producción ............................................................................ 11 Figura 2.5: Stub Liner (Extension corta) ............................................................... 12 Figura 2.6: Liner Tie-Back (Extensión Larga) ....................................................... 13 Figura 2.7: Scab Liner .......................................................................................... 14 Figura 2.8: Diámetros considerados en una tubería ............................................. 17 Figura 2.9: Medición de Drift ................................................................................ 18 Figura 2.10: Presiones de Colapso y Estallido ..................................................... 19 Figura 2.11: Cargas Axiales y Punto Neutro ........................................................ 20 Figura 3.1: Setting collar tipo LG .......................................................................... 23 Figura 3.2: Liner Packer tipo L ............................................................................. 23 Figura 3.3: Colgador "J" ....................................................................................... 27 Figura 3.4: Colgador "EPJ" .................................................................................. 27 Figura 3.5: Colgador EJ-IB ................................................................................... 28 Figura 3.6: Colgador EJ-IB-TC ............................................................................. 28 Figura 3.7: empaque superior de Liner con Adaptador Integral de Asentamiento 30 Figura 3.8: Colgador de Liner Hidraulico Rotativo. ............................................... 31 Figura 3.9: Collar de asentamiento tipo "L" .......................................................... 32 Figura 3.10: Collar de asentamiento tipo "HS-SR" ............................................... 32 Figura 3.11: Collar flotador tipo "L" ....................................................................... 33 Figura 3.12: Collar Flotador tipo "CL" ................................................................... 33 Figura 3.13: Zapata flotadora tipo LS-2 ................................................................ 34 Figura 3.14: Zapata doble valvula flotadora tipo 226 con orificios laterales .......... 34 Figura 3.15: Función del Tapón limpiador ............................................................ 35 Figura 3.17: Tapón Limpiador de Liner ................................................................ 36 Figura 3.18: Tapón Limpiador Individual con asiento de esfera (SWP) ................ 37 Figura 3.20: Alojamiento del dardo de tubería de perforación. ............................. 38 Figura 3.21: Dardo de tuberia de Perforacion (PDP). ........................................... 39 IX

Figura 3.22: ensamble de unidad de sello ............................................................ 40 Figura 3.23: Obturador Perforable (DPOB) .......................................................... 40 Figura3.24: ObturadorRecuperable ...................................................................... 41 Figura 3.25: Casquete flotante anti escombros. ................................................... 42 Figura 3.26: Activador de empacadura de tope de liner (RPA). ............................ 43 Figura 3.27: herramienta de corrida R .................................................................. 44 Figura 3.28: Herramienta de corrida HNG ............................................................ 45 Figura 3.29: Herramienta de corrida S ................................................................. 47 Figura 3.30: Herramienta de corrida SDD. ........................................................... 48 Figura 3.31: Herramienta de corrida SD. .............................................................. 49 Figura 3.32: Imagen de una cartilla de prueba hidrostática realizada. .................. 50 Figura 3.33: Prueba de presión para calificación de equipos. .............................. 50 Figura 4.1: sistemas de expansión tubular. .......................................................... 54 Figura 4.2: Junta Roscada Expandible. ................................................................ 55 Figura 4.3: Mandril o cono de expansión. ............................................................. 55 Figura 4.4: Presión hidraulica transmitida al mandril de expansión. ..................... 56 Figura 4.5: Proceso de deformación del acero. .................................................... 57 Figura 4.6: Grafico Stress vs Strain ...................................................................... 57 Figura 4.7: Deformación del metal. ...................................................................... 58 Figura 4.8: Ensayos de laboratorio en juntas de tubulares expandidos. ............... 61 Figura 4.9: Colgador de liner expandible VersaFlex. ............................................ 64 Figura 4.10: Tie Back PBR ................................................................................... 65 Figura 4.11: Unidad de Sello Tie Back ................................................................. 66 Figura 4.12: Sistema de colgador de Liner VersaFlex .......................................... 66 Figura 4.13: Esquema de vista en sección de colgador de liner expandible. ........ 67 Figura 4.14: Camisa de asentamiento .................................................................. 69 Figura 4.15: Adaptador de Liner (XO). ................................................................. 70 Figura 4.16: Herramienta de Asentamiento con bola............................................ 70 Figura 4.17: Corte seccional a través de la válvula de asentamiento y válvula Crossover. ........................................................................................................... 71 Figura 4.18: Corte transversal del cono de expansión.......................................... 72 X

Figura 4.19: Corte transversal del ensamble del collet. ........................................ 72 Figura 4.20: Modificación de la Válvula Flapper. .................................................. 73 Figura 4.21: Asentamiento de peso de contingencia. ........................................... 73 Figura 4.22: Herramienta de Asentamiento de un colgador de liner de Segunda Generación. ......................................................................................................... 74 Figura 4.23: Sección del Mandril d una Herramienta de Alto Torque .................... 75 Figura 4.24: Asentamiento Primario del Flapper. ................................................. 75 Figura 4.25: Asentamiento Secundario del Flapper. ............................................. 76 Figura 4.26: Corrida de liner y desplazamiento de cemento ................................. 77 Figura 4.27: Expansión del colgador de liner y liberación del setting tool. ............ 78 Figura 5.1: Diagrama del pozo PNW-5D .............................................................. 83 Figura 5.2 Esquema del pozo para cálculos de volúmenes. ................................. 91 Figura 6.1: Área de flujo del liner expandible. .................................................... 104 Figura 6.2Área de flujo para colgadores convencionales ................................... 105

XI

INDICE DE TABLAS Tabla 2.1: Grados API y Resistencias a la Tensión .............................................. 15 Tabla 2.2: Rango de longitudes API ..................................................................... 16 Tabla 2.3: Cambios cualitativos por efectos biaxiales .......................................... 21 Tabla 4.1: Colapso en las roscas expandidas. ..................................................... 62 Tabla 4.2: Presión de reventamiento en las roscas expandidas. .......................... 62 Tabla 4.3: Tensión de falla en las roscas. ............................................................ 62 Tabla 4.4: Propiedades de los tubulares de prueba antes y post expansión. ....... 63 Tabla 4.5: Capacidad de torque para colgadores de liner expandibles. ............... 69 Tabla 5.1: Información básica del pozo PNW-5D ................................................. 84 Tabla 5.2: Prognosis geológica de las formaciones a atravesar. .......................... 84 Tabla 5.3: Resumen de programa de tuberías para PNW-5D .............................. 87 Tabla 5.4: Propiedades del Liner seleccionado de 7" ........................................... 89 Tabla 5.5: Propiedades del cemento a utilizar. ..................................................... 90 Tabla 5.6: Arreglo de liner 7" y arreglo herramientas de corrida line 7" ................ 94 Tabla 5.7: Valores de torque para el crossover 7 5/8" New Vam .......................... 96 Tabla 6.1. Matriz de problemas comunes en colgadores convencionales y soluciones dada por colgadores expandibles ..................................................... 107 Tabla 6.2Matriz de problemas comunes en colgadores convencionales y soluciones dada por colgadores expandibles (Continuacion) ............................. 108 Tabla 6.3 Costo por producto para colgadores de liner ...................................... 110 Tabla 6.4 Costo por servicio de un colgador de liner expandible ....................... 111 Tabla 6.5 Ahorro de tiempo entre un colgador expansible y un colgador convencional. ..................................................................................................... 112 Tabla 6.6: Costo por fallas de colgadores convencionales ................................. 113

XII

INDICE DE ANEXOS. Anexo 1. Accesorios de cuerpo del colgador de liner. .................................... 122 Anexo 2. Herramienta de asentamiento de colgador de liner expandible VersaFlex. ....................................................................................... 123 Anexo 3. Tabla de distintos tamaños de colgadores de liner con propiedades. ........................................................................................................ 124 Anexo 4. Rangos de torque para distintos tamaños de colgadores de liner expandibles. .................................................................................... 125 Anexo 5. Pruebas realizadas viaje en pozo abierto del liner con sistema VersaFlex. ....................................................................................... 126 Anexo 6. Tipos de herramientas de asentamiento........................................ 127

XIII

ACRONIMOS API

American Petrolium Institute

Ar

Arenisca

BHA

Bottom Hole Assembly

BHCT

Bottom Hole Circulating temperatura

BHST

Bottom Hole Static Temperature

ELH

Expandible Liner Hanger

Ft

feet

Hr

hora

ID

Diámetro Interno

Lb

libras

LWP

Liner Wiper Plug

M

metro

MD

Measured Depth

MF

Motor de Fondo

Min

minuto

Ml

mililitro

MMPCD

Millones de Pies Cubicos Día

MWD

Measure While Drilling

XIV

o

Grados centígrados

OD

Diametro Externo

o

Grados Farenheit

PBR

Pulished Bore Receptacule

PPG

Pound Per Gallon

PSI

Pound Square inch

SPE

Society of Petrolium Engeneering

TBR

Tie Back Receptacule

TIW

Texas Iron Works

TVD

True Vertical Depth

WTF

Weatherford

C

F

XV

RESUMEN EJECUTIVO El presente trabajo tiene como objetivo principal determinar mediante un análisis comparativo entre la corrida de liner con sistemas de colgadores de liner convencionales (mecánicos e hidráulicas) y sistemas de colgadores de liner expandibles, las ventajas de los sistemas de liner expandibles respecto de los convencionales. Se detallan los objetivos a alcanzar, justificación económica y técnica a desarrollar y los diferentes alcances. Haremos un desarrollo de la justificación de la aplicación de liners en perforación de pozos, así como la clasificación de liner que se tiene en la industria petrolera y las propiedades de las tuberías de revestimiento y consideraciones a tener en su diseño. Se desarrolla toda la información referente a colgadores de liner convencionales, partes y equipos, además de procedimientos convencionales que se tienen para su aplicación en pozo; pero principalmente, nos centraremos a desarrollar toda la teoría relacionada con colgadores de liner expandibles, tanto en los conceptos básicos de expansión, como en los equipos y herramientas con las que cuenta esta tecnología. También haremos hincapié en la mecánica de la herramienta, secuencia general de operación y de esta manera mostrar algunas ventajas que tiene este tipo de colgador respecto de los colgadores convencionales. Después de desarrollar toda la teoría relacionada a los sistemas de colgadores de liner expandible, se tiene un campo de aplicación a un pozo: PNW - 5D, PalometillasNorOeste 5 Direccional, con las dimensiones del pozo especificadas haremos un dimensionamiento del liner en función a nuestro colgador de liner, así como la secuencia operativa específica para nuestro pozo, describiendo los resultados obtenidos. Realizando un análisis técnico económico, puntualizamos las ventajas técnicas que tiene el sistema de colgadores de liner expandible y atributos que evitan tiempos no operativos, en comparacion con los problemas que acarrea la instalacion de los sistemas de colgadores de liner convencionales, así como los costos que implican estos problemas, durante las operaciones de corrida y cementación de liner. De esta manera, se concluye que los sistemas de colgadores de liner expandibles tienen muchas ventajas tecnicas y economicas, con respecto de los sistemas de liner convencionales; pues, pese a ser una tecnologia mas costosa, implica menor tiempo operacional y menores problemas y costos por remediaciones, como es el caso de los sistemas convencionales.

XVI

CAPITULO I GENERALIDADES 1

INTRODUCCION

Las operaciones de perforación tienen como objetivo perforar un pozo de petróleo o gas de la manera más rápida y segura hasta alcanzar la formación, realizándola por etapas. Para proteger el pozo de derrumbes, filtraciones o cualquier otro problema propio de la perforación, se pegan a las paredes del pozo, por etapas, tuberías de revestimiento con un cemento especial que se inyecta a través de la misma tubería y se desplaza en ascenso por el espacio anular donde se solidifica, de tal manera que el tamaño del pozo en la parte superior es ancho y en las partes inferiores cada vez más angosto, donde se espera encontrar hidrocarburos líquidos o gaseosos, poniendo así en contacto la formación hidrocarburifera con las instalaciones de superficie; permitiendo obtener los hidrocarburos que el yacimiento pudiera contener9. Es así como hoy en día, se tienen nuevos retos en la tecnología de perforación y completamiento, las cuales le dan paso al desarrollo de nuevas herramientas y equipos capaces de optimizar estos procesos, pues todo lo que inicialmente se consideraba como una técnica correspondiente solo a investigación, ahora es un instrumento valioso capaz de obtener un costo/beneficio. Dentro de este conjunto de condiciones se encuentran los colgadores de liner expandibles, motivo de estudio del presente trabajo, los cuales con su nueva e innovadora tecnología buscan básicamente reducir las fallas asociadas con las instalaciones de liner en pozos, ya sean verticales o desviados, y de esta manera optimizar procesos en rentabilidad y ejecución. Por tanto, este trabajo busca realizar un estudio aplicado de este tipo de colgadores de liner, analizando sus características principales, aplicaciones específicas, y su comportamiento durante la instalación y cementación, incluyendo ventajas y posibles inconvenientes que pudiesen presentar durante su uso ante otros colgadores de liner.

9

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

1

1.1

ANTECEDENTES

La tecnología de perforación y cementación de pozos ha dado grandes pasos desde 1965. Las condiciones operacionales que se consideraban antes como imposibles o difíciles ahora se tratan como cosa común y corriente. Hay muchos pozos de mayor profundidad que 15000 pies y aquellos con temperaturas de fondo de pozo de más de 230 oF deben ser siempre considerados críticos. Pocos de estos pozos se completan de manera rutinaria. Uno de los problemas históricamente más comunes en el completamiento de pozos, ha sido siempre las fallas asociadas al tope del liner, las cuales surgen generalmente por infructuosa instalación de este mismo. Es fue corroborado inicialmente, en un estudio que se desarrolló en el golfo de México en 1999, el cual identificó serios problemas asociados con la parte superior del liner a consecuencia del survey (medida de desviación del pozo), arrojando como fallas principales la integridad del tope liner, fallas en asentamiento de asentamiento de empaque, obligando en estos casos de falla, a someter a este tramo del pozo, a cementaciones forzadas y otros métodos. El uso de herramientas para colgar liner ha tenido varias décadas de estudio y cuenta cada vez más con el desarrollo de nuevos materiales que favorecen la elaboración de estas piezas. Algunos de estos materiales son los aceros expandibles y los elastómeros, los cuales pueden ser fácilmente moldeados y son parte fundamental de los colgadores de liner expandible, tema de estudio en el presente proyecto. 1.2

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.2.1 IDENTIFICACION DEL PROBLEMA Un problema común en la industria, es el índice de fallas en los liners. La boca del liner o la corrida del liner resultan fallidas debido a una variedad de razones incluyendo: 

La integridad del cemento en la boca del liner.



Anclaje prematuro del colgador.



Falla en alcanzar la profundidad deseada.



Fallas de la herramienta.

Las tecnologías convencionales incluyen: 2



Cuñas.



Canales de flujo tortuosos.



Puertos hidráulicos expuestos.



Trayectorias múltiples de fugas.



Fugas en los sellos.



Empaquetadura no mantiene presión.



Colgador no asienta.



Liner no llega al fondo.

La solución de estas fallas consume gran cantidad de tiempo (Tiempo No Productivo), y acarrea un alto impacto económico que puede incluir la pérdida del pozo. 1.2.2 FORMULACION DEL PROBLEMA4 Una de las causas principales para los problemas en el tope de liner, es decir con el colgador de liner, es la integridad y hermeticidad fallida en este después de la cementación, provocando comunicación entre las formaciones a ser aisladas, y/o posibles fugas de gas. Todo esto a causa del uso de los colgadores de liners convencionales. Algunas de las causas de los problemas en la corrida, asentamiento y cementación de los liners son los siguientes: 

Geometría irregular.



Presencia de sólidos en el pozo.



Velocidad de entrada del liner al pozo muy rápida.



Cuñas trancadas o armado incorrecto.



Finos decantados en el espacio anular.



Ensamblaje deficiente

4

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

3



Colgador se desasienta al liberar setting tool.

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

Alta resistencia a la rotación para pasar obstrucciones.



No posibilidad de asentamiento prematuro debido a su simplicidad.



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



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



Los sellos están localizados en el tope del colgador, no tiene problemas. para liberar Setting tool.

En el presente documento se dará a conocer de manera resumida, las cualidades técnicas que tienen los colgadores de liner expandibles respecto de los colgadores de liner convencionales. 1.3

OBJETIVOS Y ACCIONES

1.3.1 OBJETIVO GENERAL Realizar un estudio técnico – económico que demuestre el conveniente uso de los colgadores de liner expandibles en la perforación de pozos de petróleo y/o gas. La aplicación de esta herramienta se realizara en el pozo PNW-5D (PalometillaNort West 5 Direccional) así como el diseño del programa de operaciones referidas a la corrida y asentamiento de dicha herramienta. 1.3.2 OBJETIVOS ESPECIFICOS     

Realizar las consideraciones generales y los conceptos fundamentales acerca del uso de los sistemas de liner. Realizar un estudio acerca de los sistemas de liner convencionales y sistemas de liner expandibles. Determinar las ventajas y desventajas acerca del sistema de liner expandible. Realizar un análisis técnico detallado del funcionamiento del sistema de liner expandible. Realizar un programa de corrida, asentamiento y cementación de un sistema de liner expandible, aplicado al pozo PNW -5D, Bloque Palometillas, departamento de Santa Cruz de La Sierra, Bolivia. 4



1.4

Demostrar mediante el anterior punto, las facilidades otorgadas por el sistema de liner expandible. JUSTIFICACION

1.4.1 JUSTIFICACION TECNICA El desarrollo de la Industria Petrolera, en todo momento va a la par de la innovación tecnológica. En muchos países y regiones, se desconoce de las bondades como ventajas y beneficios de estas tecnologías, optando por métodos tradicionales. Las operaciones petroleras van de la mano con la tecnología, se esta se traduce en la reducción de tiempos operativos, optimización de ingresos y seguridad, previniéndose de esta manera tiempos no productivos ocasionados por fallas mecánicas de las herramientas y equipos. Bajo este argumento, en el presente Proyecto de grado se opta por la implementación de colgadores de liner expandibles en lugar de los colgadores de liner convencionales (mecánicos e hidráulicos), toda vez que dichos colgadores de liner expandibles ofrecen grandes ventajas como ser; la reducción en de costos de tubería de producción, aislando zonas de perdida, intervalos de bajas o altas presiones, controlando formaciones inconsolidadas o plásticas, mejorando la hidráulica durante la perforación, ya que puede ser utilizada tubería de mayor diámetro en la parte del pozo, reduciendo el peso soportado en el cabezal de producción, a la vez evita el dejar en el espacio anular detrás del revestidor, lo cual es un potencial peligro de colapso, repara daños en revestimientos intermedios y permite cementar revestidores con pequeña tolerancia donde herramientas de doble etapa no pueden hacerlo, además da la opción y la flexibilidad de utilizar mayores diámetros en la tubería de producción. 1.4.2 JUSTIFICACION ECONOMICA El análisis de asentamientos de colgadores de liner expandibles y las recomendaciones permitiría lograr importantes reducciones de tiempos operativos y costos en los proyectos de perforación, así como prevenir problemas que puedan causar operaciones especiales, dando como resultado esto último “tiempos no productivo”, incrementando el costo de la perforación. 1.5

ALCANCE

El presente proyecto de grado, tiene el objetivo de mostrar las cualidades técnicas del colgador de liner expandible respecto de los colgadores de liner convencionales, analizando los problemas frecuentes causados por el uso de colgadores de liner convencionales y las soluciones ofrecidas por el colgador de liner expandible, así como el costo/beneficio que esto implica en la parte económica de la perforación. 5

1.5.1 ALCANCE TEMATICO Siguiendo la línea de los objetivos específicos, el alcance temático consiste en la investigación detallada de todo lo referente a los colgadores de liner expandibles, así como también referirse a los otros tipos de liners convencionales. Además se buscara realizar un programa de procedimientos de corrida, cementación y asentamiento de colgadores de liner expandibles, finalmente mostrando el costo/beneficio que implica el uso de esta herramienta en la perforación en lo que concierne al costo global de la perforación. 1.5.2 ALCANCE GEOGRAFICO23 El colgador de liner expandible idealmente se aplicara al pozo PNW – 5D (PalometasNort West 5 Direccional), ubicado en el departamento de Santa Cruz. Los datos de localización y empresa operadora son los siguientes: Departamento

: Santa Cruz, Bolivia.

Campo

: Palometas

Bloque

: Palometas NW

Pozo

: PNW-5D

Operador

: YPFB CHACO S.A.

Coordenadas Superfície :

: X:

436.438.84 m E

: Y:

8'123.322.99 m N

: Zt:

220.96 m

Elevación

: Asr: 6.5 m : Zr: 227.46 m

23

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

6

CAPITULO II REVESTIDORES Y LINERS 2

INTRODUCCION A LOS REVESTIDORES Y LINERS 22 Figura 2.1: Descripción gráfica de tuberías de revestimiento.

Fuente: Elaboración Propia

Durante la planificación de la perforación de un pozo de petróleo o gas, el programa de revestidores y la cementación de estos son, probablemente, los puntos más importantes a considerar a fin de garantizar la integridad del hoyo durante las operaciones y, posteriormente, en las actividades de completación del pozo durante su vida productiva (Véase Figura 2.1). Es así como se entiende que una producción exitosa de un pozo depende en buena parte, de un desempeño 22

World Oil, The composite Catalog of oilfield equipment & service

7

adecuado de los revestidores; estos, en forma conjunta con el cemento, pueden desempeñar una o varias de las siguientes funciones:       

Facilitar la instalación de los equipos de superficie y de producción. Prevenir la contaminación de agua fresca o cualquier otro tipo de fluido de formación en la parte superior del pozo. Prevenir el derrumbe de las paredes del pozo Aislar intervalos geológicos que presenten problemas para un eficiente avance en la perforación. Evitar la contaminación de las zonas productivas con fluidos ajenos a esa zona. Suministrar control de presión. Confinar la producción al pozo.

El aislamiento zonal es una actividad que se lleva a cabo cuando se presentan problemas de inestabilidad en una sección determinada del pozo durante la perforación. Para ello se coloca un revestidor colgante, o camisa que aislé la zona problemática y mantenga la integridad del pozo, para así lograr no solamente un avance efectivo y seguro de la perforación, sino también un sello que garantice la integridad del pozo durante su vida productiva y no tener problemas durante dicho periodo anteriormente mencionado. A medida que la profundidad de la zona problemática es mayor, aumenta el riesgo de que esta operación pueda fallar. Figura 2.2: Descripción gráfica de un Liner:

Fuente: Elaboración Propia

8

El liner es una sarta de tubería, la cual cumple todas las funciones de un revestimiento, con la particular característica de que el tope o extremo superior está localizado bajo la superficie. Y el cual se cuelga del interior del revestimiento anteriormente instalado a una longitud prudencial por encima del zapato del revestimiento (Ver Gráfico 2.1), por medio de un equipo llamado colgador de liner (Liner Hanger) El liner generalmente se corre en el pozo con la sarta de trabajo (tubería de perforación) existente en la locación hasta la profundidad requerida, se asienta el colgador y se cementa el liner o tubería de revestimiento corta. La velocidad del liner debe ser controlada, para prevenir altas presiones que pueda incrementar la presión en contra de la formación a tal punto de inducir pérdidas de circulación o provocar fracturas. 2.1

RAZONES PARA LA CORRIDA DE UN LINER

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

Reduce costos en tubería. Asila zonas de pérdida, o intervalos de bajas o altas presiones. Controla formaciones inconsolidadas o plásticas. Mejora la hidráulica durante la perforación, ya que puede ser utilizada tubería de mayor diámetro en la parte del pozo. Usado cuando no es posible la cementación de manera convencional. Reduce el peso soportado en el cabezal de producción. Evita dejar el lodo en el anular detrás del revestidor, lo cual es un potencial peligro de colapso. Reparar daños en revestimientos intermedios. Permite cementar revestidores con pequeña tolerancia donde las herramientas de doble etapa no pueden hacerlo. Da la opción y la flexibilidad de utilizar mayores diámetros en la tubería de producción.

2.1.1 INFORMACION NECESARIA PARA CORRER UN LINER     

Diámetros, Pesos, Grado de Acero y profundidad del casing. Diámetros, Pesos, Grado de Acero, Tipo de rosca y profundidades del Liner. Temperatura del pozo a la profundidad del Liner. Tipo de Lodo. Tipo de competición. 9

 2.2

Tamaño, Condición y desviación del pozo. TIPOS DE LINER

A continuación se mencionaran los siguientes tipos de liner o tuberías de revestimiento cortas con las que se cuenta en la industria petrolera, con su respectiva definición y función. 2.2.1 LINER INTERMEDIO O DE PERFORACION Un liner de perforaciónpermite profundizar más dichas operaciones de perforación, aislando zonas de perdida de circulación, intervalos altamente presurizados, zonas plásticas o zonas de derrumbe. En lugar de un revestidor completo a lo largo el liner de perforación mejora la hidráulica de perforación debida a que el corte transversal es mejor sobre el tope del liner permitiendo el uso de tubería de perforación de mejor diámetro reduciendo la caída de presión. Figura 2.3: Liner de perforación

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

10

2.2.2 LINER DE PRODUCCION Son usados para colgar revestimientos de producción. Dependiendo de la configuración del pozo y de cualquier requerimiento de estimulación o completacion, estos liners probablemente estarán expuestos a mayores cargas durante periodos de tiempo más largos que cualquier otro tipo de liner. Los liner de producción deberán ser compatibles con los equipos de terminación tales como empaquetaduras de completacion. Deben ser capaces de soportar cargas adicionales como resultado de operaciones de completacion (terminación) y mejoramiento de producción (trabajos de fracturamiento). Estos también deben ser compatibles con todos los fluidos y gases a los que van a estar expuestos, incluyendo fluidos de matado, ácidos, Sulfuro de Hidrogeno (H2S) y Dióxido de Carbono (CO2). Figura 2.4: Liner de producción

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

11

2.2.3 LINER STUB (EXTENSION CORTA) Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en el casing sobre un liner existente, y para proveer protección adicional en contra de la corrosión y/o presion. Se extiende desde el tope del liner a un punto intemedio del Casing. Generalmente de 100 a 500 pies de longitud. Figura 2.5: Stub Liner (Extension corta)

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

2.2.4 LINER TIE – BACK (EXTENSION LARGA) Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en el casing sobre un Liner existente, y para proveer protección adicional en contra de la corrosión y/o 12

presión. Puede ser utilizado en cementaciones de dos etapas en caso de ser requerido. Consiste en un dispositivo que permite proporcionar una prolongación hasta la superficie del “liner” de producción, ya que permite la conexión del colgador de la misma con una sarta de revestimiento del mismo diámetro, la cual se extiende hasta la superficie, como se muestra en la figura: Figura 2.6: Liner Tie-Back (Extensión Larga)

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

2.2.5 SCAB LINER Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en el Casing o Liner. Se extiende desde cualquier punto por debajo de la zona dañada del revestidor hasta otro punto por encima de la zona a reparar. Puede ser cementado o asilado con obturadores. 13

Figura 2.7: Scab Liner

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

2.3

PROPIEDADES FISICAS DE LOS REVESTIDORES17

Entre las diversas especificaciones que deben cumplir los tubulares empleados como revestidores se encuentran las propiedades físicas. Estas propiedades definen las condiciones bajo las cuales puede operar un determinado revestidor, y deben ser consideradas antes de seleccionar la tubería que se va a emplear. Las propiedades físicas contemplan el grado, resistencia a las presión, rango, peso y diámetro. 17

Texas Iron Works, propiedades físicas de tubulares

14

2.3.1 GRADO Tabla 2.1: Grados API y Resistencias a la Tensión YIELD STRENGTH (PSI) GRADO

MINIMO

MAXIMO

H – 40

40.000

80.000

J – 55

55.000

80.000

K – 55

55.000

80.000

C – 75

75.000

90.000

L – 80

80.000

95.000

N – 80

80.000

110.000

C – 90

90.000

105.000

C - 95

95.000

110.000

HC – 95

95.000

-

P – 110

110.000

140.000

Q – 125

125.000

150.000

V – 150

150.000

180.000

Fuente: Texas Iron Works, propiedades fisicas de tubulares

Es una característica que establece el esfuerzo cedente o “yieldstrength” y ciertas características especiales. El grado usualmente consiste de una letra y 2 o 3 números como por ejemplo, J-55. En la mayoría de los casos, mientras se avanza en el alfabeto, la tubería será más resistente. Así, por ejemplo, una tubería de grado N tendrá un esfuerzo cedente mayor que el de un grado H. el código numérico indica, en miles de PSI, el esfuerzo mínimo cedente. Por ejemplo, una tubería P-110 tiene un yieldstrength mínimo de 110.000 PSI. El esfuerzo cedente promedio es usualmente 10.000 PSI mayor que el mínimo, por ejemplo 120.000 PSI para un revestidor P-110. Los tubulares de grado C son utilizados, principalmente, en ambientes corrosivos, como la presencia de Sulfuro de Hidrogeno (H 2S). Este tipo de tubería es poco empleada fuera de estos ambientes, ya que es más costosa que algunas de 15

mayor grado. Las tuberías de grado L y N, muy utilizadas en la industria, poseen valores de resistencia al colapso, estallido y esfuerzo cedente similares, sin embargo, difieren en cuanto a la dureza del acero con el que han sido fabricadas, factor muy importante que se debe tomar en cuenta cuando existe la posibilidad de un ambiente corrosivo. Numerosos grados de tubería no-API están disponibles en el mercado y son utilizados en las actividades de perforación. En muchos casos, estas tuberías exceden las normas API, organismo que no las ha estandarizado porque no las considera de uso común o debido a que los procedimientos de fabricación y/o prueba no están avalados por dicho organismos. 2.3.2 RANGO Este es un valor aproximado de la longitud de una sección de tubería. Los rangos normalmente estipulados por el API son los 1, 2 y 3. En Venezuela se ha establecido la utilización de tubulares rango 2 para tubería de perforación, “casings” y “liners”. En la tabla 2.2 se muestran las especificaciones de los rangos de tubería avalados por el API. Tabla 2.2: Rango de longitudes API RANGO

1

2

3

16 – 25

25 – 34

34 – 48

Casing Rango Longitud Total (pies)

Rango de Longitud para 95% o más de carga Máxima Variación Permisible (pies)

6

5

6

Maxima Longitud Permisible (pies)

18

28

36

Liner Mismos requerimientos para los revestidores Grado 2 y 3 Fuente: Texas Iron Works, propiedades físicas de tubulares

16

2.3.3 PESO En la industria petrolera este término indica la densidad de masa por unidad de longitud de una sección de tubería. Generalmente expresado en libras por pie (lb/pies). 2.3.4 DIAMETRO Durante la etapa de planificación de un proyecto de perforación, los ingenieros a cargo del diseño deben considerar tres tipos de diámetro cuando seleccionan los tubulares apropiados que serán utlizados en las sartas de revestimiento. Estos diámetros son el externo (OD), el interno y el drift. En la sección transversal de un tubular se puede apreciar lo que representan el OD y el ID, como se muestra en la figura 2.3. Figura 2.8: Diámetros considerados en una tubería

Fuente: Texas Iron Works, propiedades físicas de tubulares

El diámetro interno es determinado por la relación existente entre el diámetro interno y el peso, estando este último sujeto a variaciones con respecto a su valor nominal, que en todo caso no pueden exceder el rango de +6.5% hasta -3.5%. El drift, o diámetro efectivo, es el ajuste del diámetro interno como resultado de la rugosidad de la pared del acero con que se fabrica el tubular. Debido a esto, el diámetro drift es considerado como el mayor tamaño de mecha o de cualquier otra herramienta que puede pasar con seguridad a través del revestidor.

17

Figura 2.9: Medición de Drift

Fuente: Texas Iron Works, propiedades físicas de tubulares

Debido a la importancia de esta medida, cada sección de tubería debe ser probada antes de pasar a formar parte de la sarta con el objeto de determinar el drift y evitar problemas operacionales al introducir herramientas al hoyo, como por ejemplo, las herramientas de pefilaje, sartas de tubería mechas, etc. La prueba avalada por el API para determinar el drift consiste en introducir una barra cilíndrica, de diámetro externo pre-establecido, y hacerla pasar a través de toda la longitud de la tubería, de manera que no se produzca ninguna obstrucción durante el procedimiento (figura 2.4). Esta barra tiene, generalmente, una longitud de diez pies. 2.3.5 CONSIDERACIONES DE CARGA17 Como todo ambiente natural, en el pozo actúan fuerzas en todas las direcciones; estas fuerzas ejercidas sobre un área determinada originan presiones. Cuando un revestidor es corrido en un pozo, se ve sometido a la acción de estas presiones, lo que origina que en el acero se produzcan distintos esfuerzos que actúan durante y después de la corrida. Dado que el acero es un material dúctil, estos esfuerzos producen deformaciones en los revestidores, por lo que estos deben ser los suficientemente resistentes para que dichas deformaciones no sean excesivas y puedan causar rupturas en el material.

17

Texas Iron Works, propiedades físicas de tubulares

18

2.3.5.1 Colapso Se tiene como la primera consideración en el diseño de revestimientos. La presión de colapso es esencialmente, la presión externa desbalanceada aplicada al tubular, ejercida por la columna de fluidos que se encuentra en el espacio anular entre el revestidor y el pozo, es decir, un diferencial de presión neto actuando sobre el exterior del “casing” o del “liner” según sea el caso. Como la presión hidrostática de la columna de fluidos se incrementa con la profundidad, la presión de colapso es máxima en el fondo y mínima en la superficie, porque el diseño se hace desde el fondo hacia el tope. Puede pensarse como condición crítica el colapso, cuando el revestidor está totalmente vacío, es decir, no existe una presión interna que atenue el efecto de presión externa. 2.3.5.2 Estallido o Reventamiento De manera contraria a la carga de colapso, la carga de estallido se refiere a una situación desbalanceada entre la presión interna del revestidor y la formación. En este caso, el diferencial de presión actúa desde el interior del revestidor. Este tipo de carga está asociada a las presiones originadas durante la prueba de integridad, proceso de cementación, estimulación de pozos, presiones de cierre en casos de arremetidas, etc. La parte superior del revestidor es la más sensible al estallido, debido a que el contrabalance (“backup”) ejercido por la formación en mínima en dicha parte. Figura 2.10: Presiones de Colapso y Estallido

Fuente: Texas Iron Works, propiedades físicas de tubulares

19

2.3.5.3 Tensión Esta carga es la ejercida por el peso total de la sarta de revestidores en un punto determinado y solamente el efecto de flotabilidad ejercido por los fluidos dentro del pozo puede contrabalancearla. Como los revestidores son fijados a tensión, este tipo de carga son máximas en la parte superior de la sarta y disminuyen con la profundidad hasta llegar a cero en el extremo inferior. En caso de que el efecto de flotabilidad sea de tal magnitud que se origine una carga neta compresiva en el fondo, entonces esta ira disminuyendo a medida que se asciende hasta llegar que el efecto de flotabilidad este en balance con el peso de la sección en el fluido. A esta profundidad se le conoce como punto neutro (figura 2.6). En este caso, la carga de tensión será máxima en la parte superior de la sarta y cero en el punto neutro, para luego pasar a ser una car de tensión negativa (compresión) que irá en aumento hasta ser máxima en el extremo inferior de la sarta de revestidores. Figura 2.11: Cargas Axiales y Punto Neutro

Fuente: Texas Iron Works, propiedades físicas de tubulares

2.3.5.4 Compresión Este tipo de fuerzas actúan sobre el revestidor por efecto de su propio peso, cuando está apoyado en su extremo inferior o existe alguna fuerza impuesta, como el efecto de flotabilidad. Sin embargo, las cargas compresionales por debajo 20

del punto neutro generalmente no son muy elevadas. Es por esto que este tipo de carga es la menos crítica a considerar en el diseño de revestidores. 2.3.5.5 Efectos biaxiales Las fuerzas axiales generan efectos secundarios en los tubulares. Por efecto de la tensión y/o compresión, un revestidor se puede elongar o contraer lo suficiente como para modificar sus valores nominales de resistencia al colapso y al estallido; esto se conoce como efectos biaxiales. Es por ello que se debe verificar que los tubulares seleccionados posean los mínimos grados de tuberías, tal que igualen o excedan los requerimientos de resistencia a la tensión, compresión, colapso y estallido corregidos por los efectos biaxiales. Los cambios cualitativos que sufre la tubería se muestra en la tabla 2.3. Tabla 2.3: Cambios cualitativos por efectos biaxiales TIPO DE CARGA Tensión

Compresión

RESULTADO Estallido

Aumenta

Colapso

Disminuye

Estallido

Disminuye

colapso

Aumenta

Fuente: Texas Iron Works, propiedades físicas de tubulares

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CAPITULO III COLGADORES DE LINER CONVENCIONALES 3

DEFINICION DE COLGADOR DE LINER

Un colgador de liner es una herramienta utilizada para colgar una tubería de revestimiento dentro de otra, previo a la etapa de cementación del pozo. Sus dos funciones básicas son lograr un adecuado anclaje con el resto de la tubería evitando fallas en la herramienta y alcanzar la profundidad de asentamiento adecuada sin afectar la integridad del cemento en el tope del liner. 12 3.1

SELECCION DE LAS PARTES DE UN LINER

Para una efectiva aplicación de un liner se requiere un completo estudio de las mismas. Los factores que se deben considerar en el diseño de un programa de liner y selección de accesorios son:       

Collar de asentamiento (Setting Collar). Empaque de liner (Liner Packer). Obturadores (Pack offs). Herramientas de asentamiento (Setting tool). Tapones (Plugs) Múltiples de cementación. Equipos Flotadores: o Collar de acople (Landing Collar). o Collar Flotador (Float Collar) o Zapato (Set Shoe)

3.1.1 COLLAR DE ASENTAMIENTO (Setting collar) Un collar de asentamiento tiene la rosca en la cual se conecta la herramienta para soportar al liner. La mayoría de estos collares permiten realizar extensiones, sentar empaques dentro del liner y reparar, reemplazar liner o revestimientos. Un collar de asentamiento con receptáculo es recomendado para aplicaciones de liner donde se requiere mantener presiones, rotar y/o un sello positivo entre la herramienta y el liner.

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Smith Services, Liner HangersHandbook

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Figura 3.1: Setting collar tipo LG

Fuente: Smith Services, Liner Hangers Handbook

3.1.2 EMPAQUES DE LINER (PACKER) Un empaque de liner reemplaza al collar de asentamiento y es conectado a la parte superior del colgador para dar sello en el anular del liner y el revestimiento anterior, deben ser usados con algún tipo de ensamblaje. Un empaque para liner tiene los siguientes usos:     

Proporciona un sello secundario en el tope del liner. Permite que el exceso de cemento por encima del colgador sea reversado sin que las presiones de circulación afecten la formación. No permite la migración de gas desde la formación. Usado con liner ranurado no cementados. Para localizar el fondo de pozo y sellar el tope del liner. Figura 3.2: Liner Packer tipo L

Fuente:Smith Services, Liner Hangers Handbook

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3.1.3 COLGADORES DE LINER Un colgador de Liner es un equipo con cuñas dentadas que se deslizan al frente de los conos para lograr agarre con la pared del revestimiento, lo cual permite suspender al liner. Sostiene el tramo suspendido de la Tubería de Revestimiento en tensión para impedir el pandeo de la tubería hasta que el cemento quede fraguado. La mayoría de los colgadores de liner se colocan con un aparato mecánico o hidráulico. 3.1.4 CLASIFICACION DE COLGADORES DE LINER CONVENCIONALES Los colgadores de liner son clasificados generalmente de acuerdo a su mecanismo de asentamiento, es hidráulico o mecánico. Pero así mismo, estos colgadores pueden ser definidos de una manera más específica por otras características o condiciones únicas, tales como el número de conos y la habilidad de rotar después que el colgador ha sido asentado. Para propósitos del presente capítulo se tomará como base la clasificación de acuerdo a su mecanismo de asentamiento, aunque se explicara también brevemente la segunda clasificación enunciada. 3.1.4.1 Colgadores de liner mecánicos Un colgador de liner mecánico es asentado mediante la manipulación de la sarta. Este mecanismo de asentamiento es el más sencillo para un colgador de liner y es denominado el mecanismo J. el proceso consiste en el levantamiento del colgador y su rotación en la dirección de asentamiento (generalmente a su derecha), para luego ser descargado el peso en el colgador y así lograr el asentamiento. Adicionalmente este colgador posee un centralizador giratorio en su parte inferior que le permite centrarse y así ayudar en la operación de circulación del cemento y facilitar el giro de la herramienta en el momento del asentamiento. Su sistema de cuñas con insertos de la herramienta trabaja sobre un cono y ofrecen una superficie de contacto amplia y segura; diseñado además para soportar las tensiones necesarias cuando el liner es de longitud considerable, y así mismo contemplando una amplia área de circulación libre de restricciones. 3.1.4.1.1 Aplicaciones Sus aplicaciones están relacionadas con la extensión de la tubería de revestimiento.

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3.1.4.1.2 Características y Beneficios Esta clase de colgador ofrece características destacables como la fijación mecánica, múltiples opciones de configuración (Niple de sello, camisa de extensión), accesorios de flotación, cierres insertables y fácilmente reperforables y mandril construido con material de las mismas especificaciones que el liner. Asimismo, estos colgadores ofrecen una gran ventaja sobre los modelos hidráulicos, ya que no cuentan con la presencia de un puerto en sus sistemas para transmitir la presión de asentamiento. Pero también la principal desventaja de los colgadores de liner mecánicos es su dificultad para ser manejados en pozos desviados y/o extremadamente profundos. Así como, la manipulación del liner con el drill pipe a través de espacios estrechos y su asentamiento al ser desplegados en fondo puede causar problemas operacionales. Otro inconveniente que estos colgadores de liner convencionales presentan es debido a la rotación de la herramienta durante la corrida, ya que esta puede ser problemática al dañar el mecanismo de asentamiento (dragspring). Además, si no llegase a presentarse inconvenientes con el asentamiento de estos colgadores, se esperaría muy probablemente un atascamiento. Algunas ventajas de usar colgadores mecánicos:    

Ideal para correr en pozos con excesivos pesos de lodo. Máximas áreas de flujo. Presión integral. Pozos rectos o con angulos máximos de 45o.

3.1.4.1.3 Procedimiento de ensamblado y operación 16 Para el correcto ensamblaje y operación de este tipo de colgador de liner, se recomienda el siguiente procedimiento:  Primero, se debe ensamblar el colgador y los elementos de flotación insertables en superficie.  Una vez alcanzada la profundidad donde se desea fijar el colgador, se recomienda circular a un régimen de 2 a 3 barriles por minuto con el fin de limpiar el sistema de fijado y además habilitar el zapato flotador y el collar, 16

Texas Iron Works, Soporte técnico en el procedimiento de ensamblaje de un colgador de liner convencional y su respectiva corrida

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





 











hasta que ese momento van en posición abierta para permitir el llenado automático. Se procede a parar la circulación, bajar 2 o 3 pies, levantar girando a la derecha una o dos vueltas, mantener la torsión de la herramienta y bajar despacio hasta notar que se pierde peso. Seguido a esto, se descarga todo el peso del liner y se adicional entre 10000 y 15000 libras de carga. Con este peso sobre el colgador, se gira la sarta a la derecha, controlando el torque. La rotación a la derecha es empleada para soltar la herramienta fijadora de la camisa de asentamiento o empaquetador del line. Normalmente son requeridas 15 vueltas de la herramienta fijadora, pero una vuelta adicional no afectara esta operación. Para verificar la liberación positiva de la herramienta del liner, la sartacorrida debe ser levantada unos 4 pies y notar una pérdida de peso por el liner. Después, se circula con el caudal permitido para cada diámetro de herramienta y liner. Antes de iniciar la operación de cementación se debe considerar la máxima presión diferencial estimada a fin de compensar con peso el efecto pistón que se producirá en la sarta y que tenderá a levantarse. Terminada esta operación la herramienta se encuentra en condiciones de iniciar la operación de cementación. Una vez se ha bombeado la lechada de cemento calculada, se libera el dardo en la cabeza de cementación el cual va a ser desplazado por el fluido del pozo. Al llegar el dardo a la herramienta de fijación, se asentará en el tapón de desplazamiento cortando los pines que lo sujetan al conjunto empaquetador de la herramienta fijadora. Esto producirá una indicación en superficie, un leve aumento de la presión y una caída de la misma en el momento que se inicie el desplazamiento del tapón por el liner. Al llegar el collar se cortará el desplazamiento por incremento de presión, pudiendo en ese momento descargar la presión de la cabeza y controlar el retorno. Si no existiera retorno indica que los elementos de flotación han funcionado correctamente. Seguido a esto se recomienda colocar presión directa similar a la presión final de desplazamiento y levantar suavemente la sarta. Si la presión cae significa que la herramienta ha salido de su sello y se puede circular libremente para eliminar el posible exceso de cemento o bien levantar y circular más arriba a fin dedejar un tapón de cemento y luego rotarlo. Finalmente, luego de circular para lavar se puede retirar la herramientacomo una operación normal. 26

3.1.4.1.4 Colgadores mecánicos disponibles Existen los siguientes colgadores mecánicos disponibles:    

Colgador J Colgador EJP Colgador EJ-IB Colgador EJ-IB-TC Figura 3.3: Colgador "J"

Fuente:Smith Services, Liner Hangers Handbook

Figura 3.4: Colgador "EPJ"

Fuente:Smith Services, Liner Hangers Handbook

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Figura 3.5: Colgador EJ-IB

Fuente:Smith Services, Liner Hangers Handbook

Figura 3.6: Colgador EJ-IB-TC

Fuente:Smith Services, Liner Hangers Handbook

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3.1.4.2 Colgadores de liner hidráulicos Este tipo de colgadores de liner son asentados mediante un diferencial de presión hidráulico tal como su nombre lo indica. Para impedir que un colgador se asiente durante la operación, la presión no debe superar la registrada para el corte de los pines de seguridad; usualmente se trabaja con una presión de circulación a un 50% de la requerida para asentarlo. El procedimiento típico para asentar el sistema es enviar una bola desde superficie que llegue hasta la válvula de asentamiento (landing collar), con el fin de impedir el paso de circulación del lodo e incrementar la presión, generando de esta manera el desplazamiento del cono en forma ascendente. Este a su vez acciona las cuñas con insertos, las cuales se adhieren al diámetro interior del casing.Cuando se supera la presión de resistencia de los pines de seguridad estos derompen y se desplaza la válvula de asentamiento de la bola (landing collar) hastallegar al zapato flotador, restableciéndose así la circulación del lodo y provocandouna disminución de la presión en el sistema. La ventaja de los colgadores de liner hidráulicos sobre los modelos mecánicos, es que estos pueden ser asentados en pozos altamente desviados y a grandes profundidades, ya que dichos factores son los que influyen principalmente en el asentamiento del colgador. Y es así como a diferencia de los colgadores de liner mecánicos, los hidráulicos no tienen ningún inconveniente relacionado con los efectos de torque y arrastre de la tubería ya que presentan mecanismos que les permiten rotar.Muchas de las compañías prestadoras de servicios que trabajan este tipo de herramientas son reconocidas por su innovación en este tipo de tecnología. 3.1.4.2.1 Aplicación de un colgador de liner hidráulico (Caso específico). De acuerdo a datos recopilados de empresas prestadoras de servicios en el sector de hidrocarburos, se presentan a continuación las especificaciones para un Colgador Hidráulico de Alta Resistencia, Deslizable y Rotativo con Empaque en la Parte Superior del Liner. Se debe aclarar que la siguiente información corresponde a un caso particular con aplicabilidad en la industria, pero más allá de eso, se pretende contribuir como una referencia práctica acerca de este tipo de colgador de liner. Dicha herramienta consta de las siguientes piezas,    

Un empaque superior de liner con adaptador integral de asentamiento. Un colgador de liner hidráulico rotativo. Una válvula de asentamiento o landing collar. Una válvula doble, collar flotador o float collar. 29

 Una válvula doble, zapato flotador o floatshoe. 3.1.4.2.1.1 Empaque Superior de liner con adaptador integral de asentamiento El empaque superior de liner es corrido junto con el adaptador integral de la sarta original, reemplazando el adaptador de asentamiento individual. El empaque superior del liner consiste de un Tie-back receptáculo (casing que se extiende desde el tope del liner hasta el empaque y protege el conjunto de herramientas que se utiliza para sentar el colgador) asentando en el adaptador de la herramienta utilizada y de un empaque que da sello en el anular. Este empaque está diseñado para ser asentado después de la cementación del liner, en donde el cemento excedente en el tope del empaque puede ser lavado después de que este sea asentado. 3.1.4.2.1.1.1 Características y Beneficios Este empaque proporciona un sello entre los fluidos de la formación y el pozo, además de favorecer la eliminación de elementos extras de conexión para la cementación y el alcance de grandes profundidades. Figura 3.7: empaque superior de Liner con Adaptador Integral de Asentamiento

Fuente: Smith Services, Liner Hangers Handbook; 2008.

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3.1.4.2.2 Colgador de Liner Hidráulico Rotativo El colgador de Liner Hidráulico Rotativo fue desarrollado combinando el diseño liso de la camisa deslizable externa con un mandril (tubo liso) soportado por un cilindro que lo contiene. Este colgador puede ser configurado con una manga espaciadora en lugar de la junta para así entregar las mismas capacidades de carga del colgador y características de carga mínima del casing para aplicaciones no rotacionales. El torque y el arrastre suave minimizan la interferencia en la corrida y reducen la deformación del casing, disminuyendo además la presión de estallido y de colapso en el proceso de cementación del liner. Figura 3.8: Colgador de Liner Hidraulico Rotativo.

Fuente: Smith Services, Liner Hangers Handbook, 2008

3.1.4.2.2.1 CaracterÍsticas y beneficios Este colgador de liner ayuda a reducir la carga dedeslizamiento y minimizar la tensión. Además, en caso de que no se requierarotación el cilindro interno puede ser reemplazado por un espaciador. En cuanto al diseño de la camisa externa, esta proporciona seguridad efectivacontra la presión de colapso, y es así como el diseño de esta herramienta

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engeneral permite ser operada con un límite de elasticidad de 80.000 hasta 125.000psi. 3.1.5 COLLAR DE ASENTAMIENTO El collar está diseñado para recibir el tapón de desplazamiento del linerconjuntamente con el tapón de la sarta de trabajo. Contiene un dispositivo ocandado y un receptáculo que una vez recibido los tapones forma un sello positivoy el candado o rachet mantiene al tapón en posición. Figura 3.9: Collar de asentamiento tipo "L"

Fuente: Smith Services, Liner Hangers Handbook

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

Fuente: Smith Services, Liner Hangers Handbook

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3.1.6 COLLAR FLOTADOR El collar de flotación es una válvula adicional de contra flujo o contra presión que asegura el que el cemento no retorne hacia liner después del desplazamiento generalmente es colocado una o dos junta por arriba de la zapata de flotación. Básicamente existen dos tipos de collares de flotación: Figura 3.11: Collar flotador tipo "L"

Fuente:Smith Services, Liner Hangers Handbook

Figura 3.12: Collar Flotador tipo "CL"

Fuente:Smith Services, Liner Hangers Handbook

3.1.7 ZAPATA FLOTADORA El zapato flotador es colocado en la parte inferior de la primera junta o tubo de un liner consiste de unos orificios de impacto que facilitan el lavado hacia abajo durante su corrida y de algunas partes interiores fáciles de perforar aunmas manteniendo sus propiedades resistentes a la abrasividad, corrosividad y

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temperatura de los fluidos. Sufunción principal es la de evitar que el cemento retorne dentro del liner por diferencial de presión. Figura 3.13: Zapata flotadora tipo LS-2

Fuente:Smith Services, Liner Hangers Handbook

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

Fuente:Smith Services, Liner Hangers Handbook

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3.1.8 TAPONES DE LIMPIEZA Los tapones limpiadores de liner son corridos básicamente durante los trabajos de cementación por dos razones: 1) Desplazar el cemento y limpiar el diámetro interno del liner, removiendo cualquier rastro de cemento o suciedad que pueda haberse adherido al liner. 2) Trabajar como una barrera mecánica entre el cemento y el fluido de desplazamiento. Figura 3.15: Función del Tapón limpiador

Fuente:Smith Services, Liner Hangers Handbook

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3.1.8.1 Tapón limpiador de Liner (LWP)20 El tapón limpiador de liner esta sujetado con pines de corte al fondo de la herramienta de asentamiento, y proporciona un sello con el dardo de tubería de perforación “PDP”. Está diseñado con una abertura interior, con el fin de que pasen el cemento. Con el dardo de tubería de perforación “PDP” haciendo sello y asegurado en el interior del tapón limpiador de liner este se va a desprender y va a limpiar el cemento del interior del liner, manteniendo el cemento separado del fluido de desplazamiento. Cuando estén asentados y asegurados en el cuello recibidor, los tapones impedirán el retorno de cemento. (Ver Gráfico 3.16). 3.1.8.1.1 Características   

De construcción estándar con elastómeros de nitrilo Seguro externo para engancharse en el cuello recibidor cuando este es bombeado. Seguro interno para recibir el dardo limpiador de perforación.

3.1.8.1.2 Beneficios 

Perforable con trepano de diamante policristalino (PDC).

3.1.8.1.3 Aplicación 

Apropiado para aplicaciones donde un tapón limpiador es todo lo que se requiere. Figura 3.17: Tapón Limpiador de Liner

Fuente:Weatherford, Liner Hanger Textbook, 2009

20

Weatherford, Liner Hanger Textbook, 2009

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3.1.8.2 Tapón limpiador de liner sencillo con asiento de esfera (SWP) El Single Wiper Plug (SWP) es un sistema de tapón de liner sencillo. Una ventaja importante de este tapón es su asiento de bola integral utilizado para activar colgadores de liner hidráulicos y herramientas de corrida. Cuando se corre en conjunto con juntas exteriores conectadas al obturador RSM, el tapón limpiador sencillo nunca se mueve en el liner. Típicamente cuando un operador lo recoge para asegurar la liberación de un liner, el tapón limpiador es levantado del pozo, dañando el tapón o liberando prematuramente el tapón de la sarta de herramientas de corrida. Utilizando el sistema de obturador RSM con el tapón limpiador simple ayudará a prevenir estos problemas. 3.1.8.2.1 Características.   

Su diseño de alta resistencia le permite altas presiones de golpeo. Equipado con cerrojo y dispositivo anti-rotación cuando se acopla con el cuello recibidor. El tapón limpiador se adjunta a la herramienta de corrida de liner con un conjunto de perros o candados de cierre positivo, en lugar de tornillos de bronce de corte.

3.1.8.2.2 Aplicación 

Para correr liner en pozos altamente desviados, es una gran ventaja si el asiento de bola puede ser ubicado cerca de la herramienta de asentamiento. Figura 3.18: Tapón Limpiador Individual con asiento de esfera (SWP)

Fuente: Weatherford, Liner Hanger Textbook, 2009

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3.1.8.2.3 Beneficios.  

Su asiento integral asegura el asentamiento de la esfera Perforable con trepano de diamante policristalino

3.1.9 DARDOS DE TUBERIS DE PERFORACION Un dardo de tubería de perforación actúa casi de forma idéntica a un tapón limpiador de liner excepto que este desplaza y limpia el cemento que está en el diámetro interno de la tubería de perforación. El dardo de tubería de perforación se aloja en el tapón limpiador de liner (Ver Gráfico 3.19). El dardo de tubería de perforación cuenta con un anillo anti – rotación, que se bloquea en la posición cuando este se asegura dentro del tapón limpiador. Presentándose a continuación más detalladamente lo que respecta a dardos de tubería de perforación. Figura 3.20: Alojamiento del dardo de tubería de perforación.

Fuente:Weatherford, Liner Hangers Textbook

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3.1.9.1 Tapón limpiador de tubería de perforación. El tapón limpiador de tubería de perforación también conocido como dardo de tubería de perforación, limpia la sarta de trabajo después de que el cemento es bombeado. El dardo de tubería de perforación es liberado desde el manifold de cementación en la superficie después de que el cemento ha sido bombeado. Después de viajar entre el cemento y el fluido de desplazamiento, se asienta dentro del tapón limpiador de liner estándar al final de la herramienta de asentamiento. 3.1.9.1.1 Características  

De Nitrilo como material elastomérico y componentes de Aluminio. Anillo de seguridad tipo rosca.

3.1.9.1.2 Beneficios 

Fácilmente perforable y no rota en esta operación.

3.1.9.1.3 Aplicación 

Utilizado en todos los trabajos de cementación estándar de liner donde el cemento se ejecuta bajo la sarta de trabajo y el cual debe ser desplazado por otro fluido. Figura 3.21: Dardo de tuberia de Perforacion (PDP).

Fuente: Weatherford, Liner Hangers Textbook

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3.1.10 OBTURADORES Son los que proveen un sello positivo entre la herramienta soltadora y el liner permitiendo que el flujo circule en una sola dirección. Tenemos los siguientes tipos de obturadores: Figura 3.22: ensamble de unidad de sello

Fuente: Weatherford, Liner Hanger Textbook, 2009

Figura 3.23: Obturador Perforable (DPOB)

Fuente:Weatherford, Liner Hanger Textbook, 2009

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Figura3.24: ObturadorRecuperable

Fuente: Weatherford, Liner Hanger Textbook, 2009

3.1.11 HERRAMIENTA DE ASENTAMIENTO20 Las herramientas de corrida son utilizadas para transportar el colgador de liner al fondo, fijarlo, ejecutar un trabajo de cementación, y fijar la empacadura de tope de liner. 3.1.11.1

Casquete flotante anti escombros (FJB).

El casquete flotante anti-escombros (FJB) flota en un colchón de agua dulce en el PBR para prevenir la entrada de escombros y proteger las herramientas de instalación durante la corrida del liner, el asentamiento del colgador, la liberación de la herramienta de instalación y la cementación. El sistema FJB permanece fijo hasta que el Packer se asienta para evitar que los escombros se acumulen alrededor de la herramienta de instalación e impidan su liberación. Debido a que el sistema FJB es fijo, la sarta de perforación puede subirse para verificar la liberación sin miedo de que los escombros caigan dentro del PBR e interfieran con las herramientas de instalación. 3.1.11.1.1  

Características

Sistema sellado completamente. Equipado con cuchillas para cortar los escombros o cemento.

20

Weatherford, Liner Hanger Textbook, 2009.

41

3.1.11.1.2   

Beneficios

Evita que los escombros caigan dentro del PBR impidiendo asi que las herramientas de corrida se adhieran al PBR. Proporcionan un sello entre los equipos del liner y la sarta de herramientas de corrida. Incrementa la confiabilidad del funcionamiento del activador de empacadura y herramientas de corrida. Figura 3.25: Casquete flotante anti escombros.

Fuente: Weatherford, Liner Hanger Textbook.

3.1.11.1.3   

Aplicación.

Para liners que se van a cementarse. Formaciones no consolidadas, especialmente con altas desviaciones. Condiciones de pozo que crean recortes en el tope del liner.

3.1.11.2

Activador de empacaduras de tope de Liner (RPA)

Un activador de empacadura de tope de liner se corre en el ensamble de la herramienta de corrida, cada vez que una empacadura de compresión de tope de liner es corrida como parte integral del ensamblaje de un colgador. Tiene la facilidad de rotar mientras se aplica el peso para el asentamiento. Esta característica ofrece una ventaja en los pozos donde la tubería de perforación no tiene suficiente peso para ser aplicado o donde el peso tiene que ser “trabajado” abajo. El activador está localizado encima de la herramienta de asentamiento y 42

“encamisado” dentro del receptáculo PBR. La herramienta actúa como un perfil “No-Go”, donde el peso puede ser aplicado para activar el mecanismo de asentamiento de la empacadura. Tomado de: liner hangers Textbook Weatherford. 3.1.11.2.1  

Características

Su diseño con un cuerpo sólido garantiza confiabilidad para aplicaciones donde se requiere altotorque/carga. Sus cojinetes axiales permiten la rotación de la tubería de perforación mientras se aplica peso al tope de liner para activar la empacadura. Figura 3.26: Activador de empacadura de tope de liner (RPA).

Fuente: Weatherford, Liner Hanger Textbook.

3.1.11.2.2 

La rotación mejora que el peso sea transmitido hacia el fondo del pozo, especialmente en pozos desviados o donde el pandeo y la torsión tienden a originarse.

3.1.11.2.3 

Beneficios

Aplicación

Utilizado en cualquier momento que una empacadura de liner se la corra integralmente con elsistema primario de colgador de liner.

43



Utilizado cuando la empacadura de liner TSP se corre con un mandril de sellos para elreceptáculo como una segunda empacadura aislante.

3.1.11.3

Herramienta de corrida R con seguro hidráulico

La herramienta R es una herramienta de corrida premium de alto torque con capacidad para perforar cuando se baja. Un operador libera la herramienta del liner poniéndola en compresión y rotando la sarta de perforación 4 vueltas a la derecha. Es compatible con el sistema de cubierta flotante de escombros, convirtiéndose en una de las herramientas más confiables de la industria. 3.1.11.3.1   

Características

Cuerpo sólido con conexión para tubería de perforación en el extremo superior. Altos rangos de torque para rotar liners. Camisa de liberación se activa hidráulicamente antes de que esta se libere del liner. Figura 3.27: herramienta de corrida R

Fuente:Weatherford, Liner Hanger Textbook.

44

3.1.11.3.2  

Permite rotación durante la corrida y operaciones de cementación. Proporciona un medio positivo de liberación.

3.1.11.3.3 

Beneficios

Aplicación

Útil en aplicaciones donde se presenta alto torque, cuando el liner requiera de rotación durante la corrida y/o la cementación.

3.1.11.4

Herramienta de corrida HNG de liberación hidráulica.

La herramienta de corrida de liberación hidráulica (HNG) es utilizada para correr sistemas de colgadores de liner rotatorios cada vez que la geometría o las pobres condiciones del pozo requieran que la sarta del liner sea rotada bajo tensión o compresión. Esta herramienta de corrida no liberara al colgador de liner antes de tiempo ni cuando se gire a la derecha ni cuando haya torque residual en la sarta. De hecho, esto permite que el liner sea girado y empujado al fondo simultáneamente o perforado en su posición. Figura 3.28: Herramienta de corrida HNG

Fuente:Weatherford, Liner Hanger Textbook.

45

3.1.11.4.1    

Su diseño resistente para altos límites de carga/torque permiten operaciones con grandes y pesados liners. Liberación primaria del liner es hidráulica. Liberación de emergencia a la izquierda. Camisa de torque cargada con resorte asegura un enganche positivo del sistema de torque con el colgador de liner en tensión o compresión.

3.1.11.4.2 

Características.

Beneficios.

Permite rotar a la derecha mientras se levanta o empuja al liner dentro del pozo y puede ser liberada mecánicamente si es necesario.

3.1.11.4.3 Aplicación.  La Herramienta está diseñada para utilizarse en pozos horizontales y desviados donde esta puede ser necesaria para trabajar con el liner en el fondo con torque en tensión y compresión. 3.1.11.5

Herramienta de corrida S21

La herramienta tipo “S” es una herramienta de asentamiento de liner tipo estática (sin rotación), que permite que la sarta de liner o empacadura sea corrida en el pozo sin girar la sarta de corrida. La herramienta de corrida S posee conexiones para tubería de perforación en el tope y en la base, que permite la corrida o bajada de una sarta interna para mejorar la cementación del liner o para limpiar el hoyo mientras se corre una empacadura de aislamiento. Presentándose las respectivas 3.1.11.5.1  

Capacidad de tensión extremadamente alta. Se libera por aplicación de peso y rotación a la derecha a través de la sarta de corrida.

3.1.11.5.2 

Características.

Beneficios.

Su resistencia a tensiones altas la hace muy útil para liners bastante grandes que no requieren de rotación mientras se despliega o se cementa el liner.

21

Weatherford, Sistemas de Liner Hang Tough, RevistaTecnica WTF156059

46

3.1.11.5.3 



Aplicación.

Diseñado principalmente para operaciones de colgadores de liner que no requieran de rotación en pozos verticales o pozos no tan desviados, y operaciones con empacaduras donde la rotación de la herramienta no se considere necesaria. Típicamente utilizada cuando se corre una empacadura de aislamiento de tope de liner de segundo viaje. Figura 3.29: Herramienta de corrida S

Fuente:Weatherford, Liner Hanger Textbook.

3.1.11.6

Herramienta de corrida SSD

La herramienta SDD es una herramienta de corrida de liberación mecánica que permite perforar cuando se baja y que se utiliza para liners que requieran rotación durante el despliegue. La herramienta posee una conexión para tubería de perforación sobre su extremo superior, y una sección de perros en la parte inferior que es utilizada para transmitir torque desde la sarta de tubería de perforación dentro del liner. La herramienta SDD se libera fácilmente girándolo 1/6 de vuelta a la izquierda,

47

colocando la herramienta de corrida en compresión, y rotándolo 10 vueltas a la derecha con tubería de perforación. 3.1.11.6.1   

Conexión para tubería de perforación en su tope. Conexión interna acme acuñada para altos rangos de torque. Perros o candados para perforar cuando se baja y transmitir torque al liner.

3.1.11.6.2  

Beneficios.

Puede rotarse el liner a la derecha mientras esta en compresión sin que esta se libere prematuramente. Mecanismo de liberación mecánica.

3.1.11.6.3 

Características.

Aplicación.

Útil para correr liners que requieren rotación y aplicación de peso para ayudar a mover el liner a la profundidad requerida. Figura 3.30: Herramienta de corrida SDD.

Fuente: Weatherford, Liner Hanger Textbook.

3.1.11.7

Herramienta de corrida SD

La herramienta SD lleva al sistema de liner para asentarlo a la profundidad requerida mediante la conexión a la camisa de liberación con una tuerca flotadora sobre un mandril tipo Kelly. La tuerca y el cojinete de empuje están diseñados para un fácil liberamiento del liner después de la instalación. La herramienta SD 48

posee perros cargados con resortes que permiten al liner ser rotado sin que esta se libere prematuramente. La herramienta se libera mediante la aplicación de 1000 a 2000 lbs de peso de tubería de perforación sobre esta mientras se la gira de 10 a 15 vueltas a la derecha. Figura 3.31: Herramienta de corrida SD.

Fuente: Weatherford, Liner Hanger Textbook.

3.1.11.7.1 

Candados con resortes cargados permiten al liner ser rotado.

3.1.11.7.2 

Beneficios.

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

3.1.11.7.3 

Características.

Aplicación.

Utilizada en aplicaciones donde la rotación del liner puede ser necesaria durante el despliegue y/o cementación.

3.1.11.8

Certificación de herramientas

Se las realiza a todas las herramientas, antes de ser ensambladas, para garantizar el perfecto estado de las roscas, es decir que no existan fisuras y que los diámetro

49

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

3.1.11.9 PruebasHidrostática Esta prueba hidrostática se la realiza a una presión de 5000 PSI y por un tiempo de 10 minutos para comprobar que no existan fisuras o rupturas. Figura 3.32: Imagen de una cartilla de prueba hidrostática realizada. Figura 3.33: Prueba de presión para calificación de equipos.

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

50

CAPITULO IV REVESTIDORES CON COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES 4

INTRODUCCION

La industria del petróleo enfrenta varios desafíos como el acceso a nuevos reservorios, que actualmente no se pueden alcanzar económicamente para mantener la producción de los pozos en campos maduros. Recientes avances en una de las áreas más viejas de la exploración y producción llamada “tecnología tubular”, está considerada como una tecnología revolucionaria que ha beneficiado la industria del petróleo en los últimos 10 años, un rol clave para vencer estos desafíos. Uno de los problemas históricamente más comunes en el completamiento de pozos, has sido siempre las fallas asociadas al tope del liner, las cuales surgen generalmente por infructuosa instalación de este mismo. Esto fue corroborado inicialmente, en un estudio practico que se desarrolló en el golfo de México en 1999, el cual identifico serios problemas asociados con la parte superior del liner a consecuencia del survey, arrojando que las principales fallas asociadas a esta herramienta eran:1   

Integridad del tope liner (LapSqueezes) Empaque/ colgador/ centralizador / fallas de asentamiento/ fallas de sello. Integridad de zapato.

Además, se determinó que se requiere un esfuerzo de operación para asegurar hidráulicamente el tope del liner. El método empleado aun en la actualidad para corregir estas fallas, incluye usualmente la realización de cementación forzada (squeeze) después de la cementación primaria, asi como tambíen una segunda corrida para hacer aislamiento en el tope liner y técnicas de asentamiento de este mismo. Pero dado, que esto requiere tiempo, lo cual implica gastos, la mayoría de los desarrollos en tecnologías convencionales hoy en dia están enfocados en la mejora de las siguientes características, ya que son ellas las que incrementan el riesgo en el tope del liner y la posible falla de instalación del mismo.

1

Filippov, A. e. Expandable Tubular Solutions, 1999.

51

Dichas características están relacionadas con la corrida y el asentamiento de equipos mecánicos y son:    

Cuñas múltiples. Partes donde el fluido circula de manera tortuosa. Puertos hidráulicos expuestos potencial de múltiples fugas en el recorrido. Reducción del diámetro de trabajo.

Estos riesgos pueden ser minimizados y en algunos casos eliminados con la utilización de nuevas tecnologías probadas en campo. Sin embargo, aun conociendo la solución de estas fallas, realizarlas involucraría una gran cantidad de tiempo no productivo, por ende, un aumento significativo de los costos e incluso la pérdida del pozo. Es por ello que es desarrollo de la tecnología del colgador de liner expandible se hizo teniendo en cuenta los problemas anteriores en los cuales los colgadores de liner convencionales han fallado, y los resultados han superado las expectativas, realizándose trabajos exitosos y reduciendo el tiempo de los mismos, lo cual se transforma en beneficios no solo técnicos si no también económicos. Básicamente, lo que hace único al colgador de liner expandible es que cuenta con un diseño sencillo, ya que si, el colgador es solo una tubería con longitud entre 27 a 32 ft, dependiendo del número de elastómeros que posea. Estos elastómeros son bandas que se comprimen al casing que están colgando y además generan sello hidráulico. Además, estas bandas están vulcanizadas al cuerpo del colgador del liner, mientras que es este, se encuentra fabricado de una aleación especial, la cual al aplicarle cierto grado de presión por medio de la herramienta de asentamiento que funciona mediante presión hidráulica, llega a una expansión o deformación plástica convirtiendo a este tipo de colgador de liner en el mejor en su área. COLGADORES DE LINER COMO OPCIÓN OPERATIVA. 3

4.1

Los factores principales que convierten al sistema de Colgador de Liner expandible en la mejor opción operativa y rentable a mediano plazo, son: Simplicidad. Este sistema no usa partes movibles, cuñas o cargas para suspender el liner en el casing. Además, el riesgo de pre-asentamiento del colgador/empaque es

3

Halliburton Company, Completions Technologies, ELH VersaFlex® Document.

52

eliminado y la distribución de esfuerzos en el soporte del casing es uniforme y los sitios potenciales de corrosión son eliminados. Confiabilidad. Este colgador posee múltiples bandas de elastómeros que mantienen la integridad de la presión externa o interna, y prácticamente elimina la migración de gas en el tope del liner. Integridad. Como una de sus características principales aumenta el diámetro externo del cuerpo del colgador permitiendo altos caudales de circulación durante los trabajos de cementación y minimizando los problemas de pack- off (empaquetamiento por ripios de perforación). Versatilidad. El colgador de liner expandible está disponible para toda configuración de liner y casing conocidos en la industria. Adaptabilidad. Este colgador/empaque puede ser combinado con diferentes equipos de completamiento existentes para proporcionar una mayor integridad en el tope del liner. 4.2 CARACTERISTICAS DEL COLGADOR DE LINER EXPANDIBLE Algunas de las características más importantes de las herramientas son: El colgador y el tope del empaque se consideran como una misma unidad, lo que contribuye a eliminar fugas por estas partes. El diseño garantiza el sello del empaque entre el casing y el colgador, y permite altos caudales de circulación. Presenta un gran espacio radial entre el cuerpo del colgador/empaque y el casing para correrlo y hacer circular grandes caudales de lechada de cemento. Facilita el flujo de fluidos debido a la ausencia de cuñas y cilindros hidráulicos, cargas, etc. Produce menos esfuerzos de carga y distribuye uniformemente las fuerzas en el soporte del casing dándole longitud de agarre al liner. No perjudica el soporte del casing porque no tiene cuñas. El colgador/empaque actúa como un conjunto y es asentado con una herramienta de asentamiento llamada setting tool, eliminando potenciales fugas en las partes que actúan mecánicamente. 4.3 TECNOLOGIA TUBULAR EXPANDIBLE13 El concepto de tecnología tubular expandible es simplemente el “trabajo en frio del acero” en el fondo del hueco. La tecnología expandible es un sistema para incrementar el diámetro del casing liner o mallas de arena de un pozo de petróleo o gas. Generalmente, la expansión puede ser sobre el 25% de la base del

13

SPE, Solid Expandable Tubular Technology in Mature Basins

53

diámetro de la tubería. Sin embargo, muchas aplicaciones de tubería de 3 1/2" a 16 in. Y requieren mucho menos que un 25% de expansión. Existen dos sistemas de expansión, como se puede notar en la figura 3.1 por medio de un cono solido expandible que provee una post expansión en el anular y el sistema de acoplamiento a la forma, eliminando cierta extensión en cualquier espacio anular, ambos sistemas son empujados hacia abajo forzando la tubería para expandir. Para este propósito, una herramienta que excede el diámetro interno de la tubería realiza expansión, porque es forzada a través de la tubería. Esta expansión se logra tanto hidráulicamente por la aplicación del lodo o mecánicamente, empujando la herramienta de expansión hacia el fondo. La expansión necesita ser confiable, cuando se expande bajo la superficie. Figura 4.1: sistemas de expansión tubular.

Fuente: SPE – Expandable Completion Technologies

4.4

PROCESO DE EXPANSION

Los tubulares solidos empleados en aplicaciones expandibles, luego de cumplir los estrictos procesos de control de calidad, son roscados con una conexión apropiada desarrollada para mantener los sellos a través del proceso de expansión. Un cono es de la sarta de revestimiento de manera descendente o ascendente, según sea el caso, por medio de presión hidráulica diferencial o, si es necesario, se aplica una fuerza mecánica.

54

Figura 4.2: Junta Roscada Expandible.

Fuente: SPE, Expandable Tubular Solutions

Figura 4.3: Mandril o cono de expansión.

Fuente: SPE, Expandable Tubular Solutions

La fuerza hidráulica se aplica bombeando fluido a través de una sarta de tubería que se conecta al cono de expansión, tal como se aprecia en la figura 4.4, y la fuerza mecánica es aplicada por el aumento o disminución del peso sobre dicha tubería. Como ya se ha mencionado, el paso del cono de expansión expande el tubular hasta las dimensiones en un proceso de deformación plástica conocido como “ColdDrowing”

55

Figura 4.4: Presión hidraulica transmitida al mandril de expansión.

FUENTE:Halliburton, Foto capturada del video interactivo Versaflex.

La selección de los materiales apropiados para este ensamblaje es crucial, porlo que son seleccionados tomando en cuenta la ductilidad, resistencia al impacto y a los esfuerzos que estos serán sometidos. La herramienta básica de trabajo, el mandril, es sometida a altísimos esfuerzos en su superficie durante el proceso de expansión. La forma del cono y el material que lubrica la interfase entre el cono y el tubular también son aspectos determinantes para una operación exitosa. 4.4.1 TRABAJO EN FRIO Se considera como trabajo en frio toda operación donde la temperatura de trabajo de la herramienta no sobrepasa los 300 grados Centigrados. En este rango de 56

temperatura (0 a 300 Grados), el acero tiene sus propiedades ideales; en la figura 4.5 se puede observar el cambio de forma durante una expansión del acero. Figura 4.5: Proceso de deformación del acero.

Fuente: SPE – ExpandableCompletion Technologies

En la figura 4.6 se puede observar el comportamiento del acero en la gráfica stress vs Strain (Fuerza vs Esfuerzo) al pasar por las regiones donde se desarrollan las diferentes clases de deformación elástica, deformación plástica hasta llegar al punto de fractura. Figura 4.6: Grafico Stress vs Strain

Fuente: SPE Solid Expandable Tubular Technology in Mature Basins

4.4.1.1 Deformación elástica y plástica. Este tipo de deformación es reversible. Cuando las fuerzas no son aplicadas por largo tiempo, el objeto retorna a su forma original. Metales y termo plásticos suaves tienen rangos moderados de deformación elástica, mientras que

57

cerámicas, cristales y plásticos resistentes termoestables casi no experimentan deformación plástica. Ladeformaciónelásticaestá regida por la “ley de Hooke”:

Donde:

Esta relación solo aplica en el rango elástico e indica que la declinación de la curva del grafica fuerza vs esfuerzo puede ser usado para encontrar el módulo de Young. A menudo usan este cálculo en pruebas de tensión. El rango elástico termina cuando el material alcanza el punto de cedencia de la fuerza, ver figura 4.6. En este punto la deformación plástica comienza. Es en esta región en la cual tiene el punto de aplicación de nuestra herramienta, los valores de deformación de nuestro colgador de liner expandible se mueven dentro de la región de deformación plástica, focalizados en una ventana operativa, obtenida mediante diferentes pruebas durante el diseño inicial de esta herramienta, como se muestra en el grafico 4.7. Figura 4.7: Deformación del metal.

Fuente: SPE, Solid Expandable Tubular Technology in Mature Basins

58

4.4.2 CONEXIONES EXPANDIBLES. Mediante el proceso de investigación en tubulares expandibles, se realizaron pruebas de expansión para tuberías flexibles (“coiled tubing”) soldando una tubería de 31/2” y una tubería de 4”, y fueron sometidas a un proceso de expansión en condiciones de superficie, esta prueba resulto exitosa, aumentando la viabilidad del proceso de expansión de tubulares. Sin embargo, los investigadores visualizaron la necesidad de desarrollar un proceso que permitiera expandir las conexiones de los tubulares para que el sistema tuviese aplicación práctica en el campo. También se observó que un crítico en el éxito de tales procesos debería ser la capacidad de expandir conexiones que mantuvieran su integridad mecánica e hidráulica ante, durante y después del proceso de expansión. Una conexión tradicional de Casing o de tubería tiene dos funciones: una es la función mecánica o estructural de conectar dos secciones de tubulares: es sistema de conexión debe resistir todo tipo de cargas a las que será sometido el tubular durante su vida útil. La segunda función es contener las presiones, manteniendo un colchón de fluido sellado para contener las presiones tanto internas como externas, a las que el tubular es sometido. Es por ello que el perfil de las conexiones a ser utilizadas para tubulares expandibles también requiere consideraciones especiales1. 4.4.2.1 Perfil de las conexiones expandibles En las conexiones convencionales, el espesor de pared es usualmente mayor a través de la conexión que en el resto de la sarta, lo que podría causar problemas durante un eventual proceso de expansión ya que si el ID de la sarta es más pequeño a través de la conexión debido al aumento del espesor de pared, se causa una obstrucción al cono de expansión que podría bloquearlo completamente durante su corrida. Por otro lado, si se mantiene el ID de la sarta uniforme en toda su longitud, entonces el OD de la sarta es mayor a través de la conexión (debido al aumento del espesor en esa zona); en este caso, el perfil externo del tubular expandido puede no ser compatible con el perfil interno del revestidor sobre el cual se está expandiendo. Esta incompatibilidad en los perfiles podría comprometer la integridad del sello generado por la expansión. Finalmente, como la presión requerida para expandir la tubería es función del espesor de la misma se debería tener mucho cuidado de que el incremento de presión requerido

1

Filippov, A. e. Expandable Tubular Solutions.

59

para expandir la sarta a nivel de la conexión no exceda la presión de estallido en el resto del sistema. 4.4.2.2 Integridad mecánica. Cuando las roscas de las conexiones son realizadas en la tubería, el espesor de pared y el área efectiva para resistir los esfuerzos disminuye a través de la conexión. La eficiencia de una conexión es la relación entre la resistencia a la tensión de la conexión y la resistencia a la tensión del cuerpo del tubular. Es por ello que las conexiones convencionales compensan este problema con un aumento del espesor de pared en la rosca. Como ya se ha mencionado, en el proceso de expansión el mandril debe deformar al tubular en su región plástica; los esfuerzos tangenciales aplicados al tubular deben, entonces, ser mayores a su “yieldstrength”. Cuando se aplica presión para crear los esfuerzos tangenciales necesarios, un esfuerzo de tensión longitudinal equivalente al esfuerzo tangencial es creado en el tubular. Hasta los momentos, la eficiencia de las conexiones para tubulares expansibles debe ser, al menos de 0,5 o 0,55 con un factor de seguridad de 10 por ciento. Existen numerosos diseños para las conexiones, y todos ellos se basan en uno o más de los tres tipos de mecanismos de sello: sello de rosca (threadseal), anillo sellante no elástico (non-resilient), o sello metal – metal (metal to metal seal). La elección de cualquiera de estos tres tipos de sello depende de la presión de la conexión. Esta presión es el resultado de una adecuada interacción entre los costados de la rosca, raíces o crestas en combinación con el material del que está fabricada la rosca, generando una rosca sellada. El espacio entre estos elementos es sellado por el entrampamiento de solidos presentes en los componentes de la rosca. Para compuestos de roscas API modificados, los sólidos incluyen una combinación de grafito energizado, plomo energizado y polvo de zinc. Para alcanzar la integridad a la presión a través de las conexiones convencionales, las roscas en las cajas y los pines están usualmente diseñadas para juntarse lo más ajustado posible. Este tipo de diseño ajustado puede causar problemas en los conectores expandibles. Las roscas de una de las juntas se estarían expandiendo en un perfil determinado (por ejemplo convexo, para el caso de que las roscas se estén extendiendo) mientras las roscas de la otra junta se estarían expandiendo en un perfil diferente (por ejemplo cóncavo, donde las roscas se están comprimiendo). En este caso se dañarían las roscas y se destruiría cualquier sello hidráulico que estuviese presente.

60

Análisis de elementos finitos ha sido utilizado para modelar los procesos de expansión y simular varios diseños, de manera que se minimice el tiempo y esfuerzo para llegar a un diseño exitoso. Las pruebas se realizaron en un laboratorio cerrado. En otro acondicionado en la superficie y en un pozo para confirmar los resultados de la simulación. Figura 4.8: Ensayos de laboratorio en juntas de tubulares expandidos.

Fuente: SPE, Solid Expandable Tubular Technology in Mature Basins

La junta expandible es un tubular cuyo espesor de pared no cambia a través de a conexión. Sus roscas especiales están diseñadas para permanecer sin daño durante expansiones hasta por encima del 23% del OD del tubular. Las conexiones expansibles utilizan una tecnología de sellos completamente nueva. Las roscas y mecanismos de sello permiten que la conexión flote durante el proceso de expansión. Los tubulares expandibles son corridos con la conexión pin hacia abajo. Con esta convención de corrida, como el mandril se desliza hacia abajo las roscas del pin se expanden hacia afuera contra las roscas del box para mantener un contacto optimo entre las roscas durante el proceso de expansion. Se se invierte la posición de los tubulares, el mandril tendera a expandir las roscas del box contra el pin lo que ocasiona una pérdida de integridad en la conexión. 61

Las tablas 4.1, 4.2, 4.3 y 4.4 muestran los datos obtenidos de las pruebas realizadas en conexiones con OD de 7 5/8”. Estos resultados reflejan la resistencia al colapso, estallido y tensión de varias conexiones probadas. Todas las conexiones fueron expandidas un 14% (de un OD de 7,625 pulgadas a un OD de 8,528 pulgadas).

Tabla 4.1: Colapso en las roscas expandidas. COLLAPSE Name Sample F-P2 P2A P2B P2C C2 C2A C2B

MeasuredPressure (PSI) 2727 2690 2809 2665 2648

API TraditionalPressure (PSI) 2993 2993 2993 2993 2993

Nominal API Mode Transition Transition Transition Transition Transition

Fuente: SPE 56500 Expandable Tubular Solutions

Tabla 4.2: Presión de reventamiento en las roscas expandidas.

Name L-P1

C1

Name P1B P1C P1A C1A C3B

BURST BurstPressure (PSI) 9980 9900 10130 9960 9850

Fuente: SPE 56500 Expandable Tubular Solutions

Tabla 4.3: Tensión de falla en las roscas.

Old Name C3 C4

TENSILE OR PRESSURE TENSILE Old Name Total Load at failure KPSI C3A 630 C1B 605 C4A 611 C4B 596

Pressure at failure PSI 0 0 7010 6731

Fuente: SPE 56500 Expandable Tubular Solutions

62

Tabla 4.4: Propiedades de los tubulares de prueba antes y post expansión. Nom. Exp. 14% 14% 14% 14% 14%

Orig. OD (in) 7,625 7,625 7,625 7,625 7,625

Orig ID (in) 6,875 6,875 6,875 6,875 6,875

Origwall (in) 0,375 0,375 0,375 0,375 0,375

Exp OD (in) 8,528 8,528 8,528 8,528 8,528

Exp ID (in) 7,838 7,838 7,838 7,838 7,838

Exp Wall (in) 0,345 0,345 0,345 0,345 0,345

Exp OD/Wall 24,7 24,7 24,7 24,7 24,7

Fuente: SPE 56500 Expandable Tubular Solutions

4.5

SISTEMA DE COLGADOR DE LINER EXPANDIBLE

La tecnología tubular expandible involucra un proceso que expande radialmente a la tubería dentro del pozo, especialmente en aquellos ambientes considerados de alto riesgo como los pozos profundos. El concepto de colgadores de liners expandibles se ve sencillo, pero el proceso completo es complejo e involucra muchos mecanismos fundamentales. Las soluciones que hoy día ofrece la tubería expandible están basadas en modelajes analíticos, pruebas de laboratorio y novedosos mecanismos de expansión. 8 En su forma más simple, los sistemas tubulares expandibles involucran el trabajo en frío del acero en el fondo del pozo. Considerándose para este caso como trabajo en frío a toda operación donde la temperatura de trabajo de la herramienta no sobrepasa los 300 ºC. Un cono y un mandril en la que el cono está montado comprenden los componentes principales del sistema que mecánicamente y permanentemente deforman o expanden la tubería en un proceso de deformación plástica. La presión hidráulica aplicada directamente al conjunto mediante el bombeo de fluido a través de la sarta de trabajo que está conectada al conjunto, impulsa al conjunto a través de la tubería, logrando así la expansión de la tubería en su región plástica del material. De esta manera se reduce sensiblemente cualquier defecto del acero a la vez de que se incrementa su resistencia a la fractura. Donde las propiedades mecánicas de la tubería son especialmente críticas para un proceso de expansión exitosa (por ejemplo, la capacidad de estallido y la fuerza de tensión), tolerancias de fabricación de la tubería (por

1.

8 Halliburton Company, Redtech, VersaFlex® liner hanger system, bringing simplifications and Reability to liner hanger installation, 2007.

63

ejemplo, espesor de pared y ovalidad), el diseño tubular de conexión, el diseño del cono y la lubricidad entre el cono y la tubería a ser expandida. El sistema de colgador de liner expandible cuenta con todos los equipos y herramientas necesarias para la respectiva instalación con los más altos estándares en cuanto a perforación y producción. El cuerpo integrado del colgador/empaque y el receptáculo de la herramienta de asentamiento del colgador (TBR), son los componentes centrales de este sistema junto con el equipo de flotación. El objetivo de reducir partes móviles como el receptáculo de la herramienta de asentamiento es evitar la etapa de cementación remedial en el tope del liner. Las Herramientas de Asentamiento del Colgador de liner de tercera generación son llamadas “Herramientas de Alto Torque” debido al índice de torque de las herramientas diseñadas en 7”, 7 5/8” y 9 5/8”. El nombre lleva a una ligera equivocación debido a que sus rasgos principales son muchas de las características adicionales en sus diseños, tales como: alto índice de torque, asentamiento primario de flapper, manipulación mecánica para asentamiento de reemplazo y manipulación mecánica para liberación de contingencia mediante el corte de pines. Figura 4.9: Colgador de liner expandible VersaFlex.

Fuente: Halliburton Company, Completions Technologies, ELH VersaFlex® Document

4.5.1 EQUIPOS. Los equipos correspondientes al sistema de liner con colgadores expansibles, son aquellos que se los corren y se quedan en el pozo, es decir son parte permanente de la construcción del pozo. Los equipos serán mencionados y desarrollados a continuación:     

Tie Back Pullished Bore Receptacule (PBR) Cuerpo del colgador de liner expandible Runing Sub Adaptador Sub Equipo de flotación

64

4.5.1.1 Unidad Tie Back Pulished Bore Receptacule Equipo ubicado sobre el cuerpo del colgador diseñado para soportar rangos máximos de Presión. Elcual proporciona un receptáculo de diámetro interno para liner Tieback. El Tie Back PBR también protege alconjunto de herramientas de corrida, evitando que esta se dañe durante la corrida, limpieza yoperaciones de cementación y cuenta con su propia conexión Premium para un gran espesor depared y sello metal · metal con el cuerpo del colgador. También proporciona un perfil para elcasquete equilibrado anti · escombros. El PBR puede observarse en el siguiente. Figura 4.10: Tie Back PBR

Fuente: Weatherford,Launching Liner Hanger Technology.

4.5.1.1.1 Unidad de sello Tie back. La unidad de sello tiebackestá diseñada para ser instalada dentro del Tie Back PBR del colgador del liner. La unidad de sello funciona como puente, que conecta la parte superior de la sarta de casing, donde se encuentra ubicada con la superficie.

65

Figura 4.11: Unidad de Sello Tie Back

Fuente: Halliburton, Technical Marketing Document; Liner System.

4.5.1.1.1.1 Características  Las unidades de sello están diseñadas para ser completamente ensambladas sin necesidad de emplear un localizador para ubicar el tope del TBR.  Las unidades de sello y metalurgía pueden ser seleccionadas y adaptadasa las condiciones de pozo.  Cuando se asienta directamente un Colgador expandible sobre una Unidadde Sello TieBack se debe emplear al menos dos juntas de casing entre ellas. 4.5.1.2 Cuerpo del colgador de liner expandible. Como se observa a simple vista la notoria simplicidad mecánica del cuerpo del colgador expandible es tan solo una de las varias ventajas que brinda el uso del colgador expandible sobre los colgadores de liner convencionales. Siendo una de las ventajas o beneficios más relevantes que ofrece el colgador expandible la capacidad para rotar y sobre todo reciprocar el liner durante la operación de cementación con el final de lograr un buen trabajo de cementación. Así como proporcionar un sello efectivo casing liner y resistir altas tasas de circulación durante las operaciones de limpieza y gran capacidad de colgamiento que brindan que le brindan sus elementos elastoméricos. El colgador de liner expandible cuenta con cinco de estos elastómeros. Cada sección de elastómeros es vulcanizada a la herramienta con una serie de pernos y anillos, esto le da un sello hermético en el tope de liner, impiediendo de esta manera la posible fuga de hidrocarburos (mayormente gas) por segregación, en caso de una posible mala cementación del liner, y de esta manera evitando las cementaciones forzadas realizadas para estos casos. Figura 4.12: Sistema de colgador de Liner VersaFlex

Fuente: Halliburton,Technical Marketing Document; Liner System.

66

El cuerpo del colgador de liner expandible no contiene dispositivos mecánicos de asentamiento ni componentes externos como cuñas, cilindros hidráulicos o pistones, lo cual permite que la velocidad de corrida pueda ser mayora a la de los colgadores de liner convencionales. Su mecanismo de asentamiento hidráulico es propio de la herramienta (setting tool) que es recuperada, eliminando así problemas de fugas entre las partes de la herramienta. El liner puede ser rotado y reciprocado durante la corrida en el hueco o cuando lo requieran las operaciones de cementación. Las diferentes velocidades de corrida y torque son previamente acordados en la mesa de trabajo del taladro. Sin embargo el colgador no puede ser rotado después de asentarse puesto que ya se encuentra prácticamente adherido al casing debido a la expansión. El colgador tiene varias facilidades y aplicaciones, se mueve en rangos de densidad de Lodo 4.2-19.0 LPG (Libras por Galón), con rangos de Temperatura de 40o-350oF (17o-177oC), con aplicaciones en pozos terrestres, offshore y Deepwater, brindando un sello hermético de gas, elementos sellantes redundantes. Este colgado de liner no tiene cuñas ni partes de mecanismos expuestos, nos brinda la capacidad de lavar y escariar en agujero descubierto, también nos da la posibilidad de tener una mínima secuencia operacional. Figura 4.13: Esquema de vista en sección de colgador de liner expandible.

Fuente: Halliburton, Technical Marketing Document; Liner System.

67

Gracias su diseño sencillo, durante la cementación de liner, se puede rotar y reciprocar todo el sistema sin el peligro de una anclación prematura (como sucede en colgadores de liner empacables, donde la rotación y reciprocación no es posible), además de brindar un ECD (densidad equivalente de circulación) mínimo, haciendo mínimo el daño durante la cementación y pudiendo de esta manera incrementar la velocidad de flujo, y una mínima acumulación de residuo. Se prueba la anclacion del colgador de liner mediante tensión hacia arriba y abajo de la herramienta, además que la prueba de hermeticidad tiene que ser positiva. 4.5.1.2.1 Resumen de metalurgia9 4.5.1.2.1.1 Servicio estándar   

TBR & Camisa de Ajuste-Material standard Q-125. Cuerpo de Colgador 80 my equivalente 110 my equivalente En caso de otro servicio de condición del pozo se requiere análisis de nuestros metalúrgicos para determinar el material adecuado. 4.5.1.2.1.2 Servicio de CO2   

TBR & Camisade ajuste-Material S-13Cr 105KSI My (min. yield) Cuerpode Colgador-S-13Cr proprietario95KSI My Servicio de CO2 en condición del pozo se requiere análisis metalúrgico para determinar el material adecuado. 4.5.1.2.1.3 Servicio de H2S   

TBR & Camisa de Ajuste-Material Incoloy825 110 KSI My Cuerpo de Colgador-Incoloy825 proprietario110 KSI My Servicio de H2S en condición del pozo se requiere análisis de metalúrgico para determinar el material adecuado 4.5.1.2.2 Sistema de alto torque. Cuando se tiene problemas en el pozo como formaciones deleznables, pagamiento diferencial, o pozos horizontales extensos, las capacidades de alto torque son necesarias para los sistemas de liner y colgadores de liner. Los colgadores de liner expandible nos da una ventana mas amplia de capacidad de torque durante la operación de corrida de liner, en comparación con los colgadores de liner convencionales.

9

Halliburton Company, Technical Marketing Document, VersaFlex® liner systems, Halliburton Completion tool, 2009.

68

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

Fuente: Halliburton Technical Marketing Document; VersaFlex Hanger Liner System.

4.5.1.2.3 Beneficios Reduce riesgos. Multiples elementos de sellos redundantes. Manufacturado con materiales estándares de la OCTG. Ofrece integridad del sistema igual a la del diseño del revestidor. Alta capacidad de carga y habilidad para soportar liners largos. Alta capacidad de torque para rotación y/o operaciones de perforación. Herramienta de asentamiento hidráulico con fácil liberación y contingencia de liberación mecánica. 4.5.1.3 Camisa de asentamiento Figura 4.14: Camisa de asentamiento

Fuente:Weatherford, Launching Liner Hanger Technology.

69

La camisa de asentamiento tiene tres perfiles que están basados en sistemas de liner convencionales y que se han adaptado a los sistemas de liner expandibles. Un perfil de alto torque para rotación, fresado, empuje y perforación. Un segundo perfil para la herramienta de corrida que lleva el peso del liner y un tercero para proporcionar un sello enla corrida sarta liner mientras se circula y se cementa. 4.5.1.4 Adaptador de liner (Cross Over) Permite adaptar el Sistema de colgador de liner expansible al liner. Figura 4.15: Adaptador de Liner (XO).

Fuente:Weatherford, Launching Liner Hanger Technology.

4.5.2 HERRAMIENTAS DE ASENTAMIENTO DE ELH Con el transcurso del tiempo la herramienta que ha sufrido mayores modificaciones es la herramienta de asentamiento del colgador de liner expandible. Se diferencian estos cambios en tres generaciones, las cuales se tratan y se presentan a continuación. 4.5.2.1 Primera generación: Herramienta de asentamiento con bola. Figura 4.16: Herramienta de Asentamiento con bola.

Fuente: Halliburton, Technical Marketing Document, Liner System.

La expansión del colgador (asentamiento) es llevada a cabo mediante una juntade herramientas de asentamiento del liner que actúan hidráulicamente. Este sistema único provee el mecanismo de expansión necesario, los sellos para 70

lacementación, una junta de portaherramientas que lleva el peso del liner y lotransfiere a la sarta de perforación y una junta indicadora de expansión. La junta de herramientas de corrida o asentamiento ofrece un sistema deliberación primaria y secundaria que da mayor fiabilidad. 4.5.2.1.1 Características destacables de la herramienta de asentamiento. 9 4.5.2.1.1.1 Válvula Crossover. Válvula Crossover. La válvula crossover presenta varios elementos claves en la herramienta de asentamiento; incorpora un sello que actúa en dos direcciones para mantener la presión estabilizada en el sistema cuando se está realizando la corrida en el hueco. La válvula también tiene múltiples puertos que permiten el flujo de fluidos para generar presión hidráulica de expansión y retorno de fluidos durante el proceso de expansión. Para generar un sello en el TBR, la válvula crossover también forma el límite superior de la cámara de presión creada durante la expansión. Figura 4.17: Corte seccional a través de la válvula de asentamiento y válvula Crossover.

Fuente: Halliburton, Technical Marketing Document, Liner System.

4.5.2.1.1.2 Ensamble del cono de Expansion. Para cada rango de peso que el colgador va a soportar se requiere un solo ensamblaje del cono de expansión. El cono de expansión se ubica en la parte inferior de la cámara de presión durante la expansión y proporciona el sello inferior a la cara de expansión, la cual es generada en el área de transición entre el TBR y el cuerpo del colgador. 9

Halliburton Company, Technical Marketing Document, VersaFlex® liner systems, Halliburton Completion tool, 2009.

71

El sello inicial es mantenido mediante presión de contacto dada mediante el resorte de compresión en el ensamblaje. Se desplaza hacia el frente generando la expansión. El sello metal - metal que se genera entre el cono y el cuerpo del colgador hace que se incremente la presión y se comprima el resorte en el ensamblaje de la herramienta para realizar el desplazamiento Figura 4.18: Corte transversal del cono de expansión.

Fuente: Halliburton,Technical Marketing Document, Liner System.

4.5.2.1.1.3 EnsambleDel Collet Los collets están unidos en la camisa de asentamiento(setting sleeve) del cuerpo del colgador. Estos actúan para transferir la carga de lasarta del liner del wellbore al drillpipe. Además de que también se encargan detransmitir torque al liner a través del contacto con el colletretainer/torque adapter. Los collets son liberadas al final del proceso de expansión por el movimiento hacia abajo de la herramienta de asentamiento. Figura 4.19: Corte transversal del ensamble del collet.

Fuente.Halliburton, Technical Marketing Document, Liner System,.

72

4.5.2.2 Primera generación: Modificación de la Válvula Flapper. 4.5.2.2.1 Ensamble de la Válvula Flapper. El conjunto de modificaciones de la válvula flapper solo aplica para colgadores de liner de 7”,7 5/8” y 9 5/8” que fueron los primeros colgadores desarrollados. Este conjunto cuenta con un mecanismo de asentamiento primario que permite que este sea convertido de un mecanismo ball drop a uno flapper, mediante una técnica de asentamiento de contingencia ball drop. La operación del flapper cumple con el mecanismo de asentamiento probado tal como fue diseñado para la 2ª generación de herramientas de asentamiento de colgadores de liner 11 ¾” – 13 5/8”. Figura 4.20: Modificación de la Válvula Flapper.

Fuente. Halliburton,Technical Marketing Document, Liner System.

4.5.2.3 Diseño de Contingencias. Se requiere un mecanismo que permita retirarla herramienta de asentamiento después ser corrido y asentar el colgador de liner. Figura 4.21: Asentamiento de peso de contingencia.

Fuente. Halliburton,Technical Marketing Document, Liner System.

73

La cantidad de peso requerido para soltar la herramienta depende del número de pines de seguridad instalados, teniendo en cuenta que para cada pin se requiere un peso de 11.965 lb y que sólo pueden ser instalados un máximo de 16 pines, lo que requiere una fuerza de 191.440 lb. De peso para cortarlos. Por esto, el número de pines a colocar es previamente calculado en base a la sarta de trabajo que va ser utilizada para bajar el liner. 4.5.2.4 Segunda Generación: Herramienta de Asentamiento del ELH. 4.5.2.4.1 Flapper. Las herramientas de asentamiento de colgadores de liner de la segunda generación fueron diseñadas inicialmente para diámetros más grandes, como 11 ¾” y 11 5/8”. Estas presentaron algunas mejoras sobre las herramientas de la 1ª generación en cuanto a que el mecanismo de asentamiento primario era un diseño flapper y los pines de liberación de contingencia podían ser movidos permitiendo un diseño ajustable en campo. Figura 4.22: Herramienta de Asentamiento de un colgador de liner de Segunda Generación.

Fuente.Halliburton, Technical Marketing Document, Liner System,.

La válvula del crossover, el ensamble del cono de expansión y del collet básicamente son de la misma talla para los diseños más grandes. Estas herramientas tienen un esfuerzo de torque de aproximadamente 45 000 ft/lb, lo cual hace que las herramientas sean una de las más altas en cuanto a esfuerzo de torque en la industria

74

4.5.2.5 Tercera Generación: Herramienta de Asentamiento del ELH 4.5.2.5.1 Herramienta de alto torque. Las Herramientas de Asentamiento del Colgador de liner de tercera generación son llamadas “Herramientas de Alto Torque” debido al índice de torque de las herramientas diseñadas en 7”, 7 5/8” y 9 5/8”. El nombre lleva a una ligera equivocación debido a que sus rasgos principales son muchas de las características adicionales en sus diseños, tales como: alto índice de torque, asentamiento primario de flapper, manipulación mecánica para asentamiento de reemplazo y manipulación mecánica para liberación de contingencia mediante el corte de pines. Figura 4.23: Sección del Mandril d una Herramienta de Alto Torque

Fuente.Halliburton, Technical Marketing Document, Liner System.

4.5.2.5.2 AsentamientoPrimariodel Flapper. Figura 4.24: Asentamiento Primario del Flapper.

Fuente. System, Halliburton, Technical Marketing Document, Liner.

El Asentamiento Primario del Flapper funciona igual que el diseño de herramientas de 2ª generación. La válvula crossover, el ensamble del cono de expansión y del

75

collet básicamente son lo mismo con sólo algunas modificaciones en comparación con las herramientas de 1ª y 2ª generación. 4.5.2.5.3 AsentamientoSecundariodel Flapper. El Asentamiento Secundario del Flapperfunciona por manipulación mecánica, rotando la herramienta a mano izquierda, locual que permite que la camisa con ranura en forma de J sea rotada y reubicadahasta que golpee a la herramienta en forma ascendente. Esta a su vez asegura elasiento de bola superior y mueve físicamente la camisa hacia arriba permitiéndoleal flapper caer en la silla. Figura 4.25: Asentamiento Secundario del Flapper.

Fuente. Halliburton, Technical Marketing Document, Liner System,

4.5.2.6 Liberación de contingencia (Sin pines de Corte). La eliminación de los pines de seguridad de este diseño ofrece algunos beneficios para desconectar la herramienta en condiciones difíciles. La liberación de contingencia durante estos tipos de despliegues está limitada sólo a la fuerza de expansión requerida para expandir el cuerpo del colgador, la cual es generalmente superior a 100 000 lbs.- fuerza. La Liberación de Contingencia funciona por manipulación mecánica, rotando la herramienta a mano izquierda, lo cual permite que la camisa con ranura en forma de J sea rotada y reubicada hasta que golpee a la herramienta en forma ascendente. Esta a su vez asegura el asiento de bola superior y mueve físicamente la camisa hacia arriba permitiéndole al flapper caer en la silla. Una vez la herramienta ha golpeado, la camisa con ranura en forma de J en posición bloqueada se golpea hacia abajo hasta desplazar el mandril, el cual a su vez desplaza hacia abajo el soporte del collet, facilitando por último la liberación de la herramienta de asentamiento.

76

4.5.3 SECUENCIA OPERATIVA GENERAL.4 De una manera resumida y simplificada pondremos los pasos principales para la instalación del liner y el colgador de liner expandible:  Perforar el hoyo.  Correr el liner.  Bombear cemento. Figura 4.26: Corrida de liner y desplazamiento de cemento

Fuente:Halliburton Company, Technical Marketing Presentation,

     

Liberar el top plug, Asentamiento sobre el bottomplug. Lanzar esfera de asentamiento. Llegada al asiento. Presurizar hasta 3500 – 5000 PSI para provocar la expansión. Descarga de presión automática.

4

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

77

 Descargar presión.  Colocar peso para liberar el collet.  Liberar setting tool. Figura 4.27: Expansión del colgador de liner y liberación del setting tool.

Fuente:Halliburton Company, Technical Marketing Presentation,

78

4.5.4 VENTAJAS Y BENEFICIOS DEL COLGADOR DE LINER EXPANDIBLE5  No se requiere remediar la boca liner.  No tiene partes móviles, no existe tortuosidad.  Mejora los resultados en la cementación.  Elimina riesgos de pre – anclaje.  Puede ser rotado y reciprocado.  Puede expandirse en revestimiento de cualquier dureza.  Instalación en un solo viaje.  Reduce los tiempos de corrida de liners  Liberación mecánica de la herramienta.  Elementos de sello tienen un ajuste perfecto 4.5.5 CONSIDERACIONES DE DISEÑO DE SISTEMAS DE ELH Las consideraciones para el diseño inicial de sistemas de colgadores de Liner Expandibles incluyen los siguientes puntos. 

Incorporar características tubulares expandibles sólidas en las uniones de anclas expandibles para proporcionar una máxima capacidad de carga axial e integridad de la presión en el espacio anular liner/casing.  Minimizar el diámetro externo del colgador de Liner expandible para un mayor paso libre en la corrida mientras que se mantiene la carga axial y desempeño de la Presión.  Proporcionar capacidad reciprocante y rotacional al conjunto de herramientas de asentamiento y corrida del liner.  Incorporar sistemas convencionales de tapones limpiadores de cemento y equipo de flotación estándar en el sistema de colgador de liner expandible. 4.5.6 ESPECIFICACIONES DEL SISTEMA Las especificaciones iniciales sobre colgadores de Liner expandible incluyen lo siguiente:  



Capaz de asentarse en casing de 9 5/8”, 47 a 53 lb/ft. Capaz de suspender un mínimo de 250000 libras de peso de liner a 250 ºF con elastómeros estándar compuestos de nitrilo (otros compuestos están disponibles para incrementar el rango de temperatura a 400 ºF). Proporcionar una presión de trabajo para estallido de 8000 psi y presión de colapso de 4000 psi.

5

Halliburton Company, Paper H05234, 2009.

79



Calificar al sistema hacia las directrices ISO 14310 para sistemas de empacadura. 4.5.7 CALIFICACION DEL SISTEMA Las pruebas de calificación inicial incluyen lo siguiente: 

     

Pruebas potenciales a los materiales del cuerpo del colgador de liner expandible para determinar los parámetros de expansión y adecuación. Esta evaluación también incluye técnicas de Análisis del Elemento Finito (FEA). Prueba de calidad de adherencia de varios elastómeros cuando se aplica al cuerpo del colgador de liner. Determinación de las características potenciales de los elastómeros cuando se exponen a temperaturas y fluídos del pozo. Determinación de las características de expansión del cuerpo del colgador de liner con bandas elastoméricas in situ. Calificación de la capacidad de carga mecánica e integridad de presión cuando se expande dentro del revestimiento anteriormente asentado. Pruebas de funcionamiento del conjunto de herramientas de asentamiento y corrida de liner. Pruebas a gran escala en un simulador de pozo profundo al sistema de colgador de liner expandible.

80

CAPITULO V APLICABILIDAD DEL SISTEMA DE COLGADOR DE LINER EXPANDIBLE ELH EN EL POZO PNW – 5D 5

INTRODUCCION

En este capítulo, realizaremos la aplicación del sistema de colgador de liner expandible VersaFlex, de la compañía Halliburton, ejecutado en la sección de liner de 7” para hoyo de 8” del pozo PNW-5D (PALOMETILLAS NOR WEST 5 DIRECTIONAL), en la cual solo realizaremos el dimensionamiento de nuestro liner y la herramienta de trabajo, en función al colgador, y el programa de corrida, cementación y anclaje del colgador de liner expandible. Cabe destacar que varios de los puntos presentes en este capítulo se basan en el programa de perforación del pozo PNW-5D, que tiene ciertos objetivos, se hará especial énfasis en el tramo 8 ½” del pozo, donde será de nuestro interés para la aplicación de nuestra herramienta. 5.1

INFORMACION DEL POZO PNW - 5D

YPFB CHACO S.A. es operador del campo Palometas, que se encuentra ubicado en la provincia Sara del Departamento de Santa Cruz, y forma parte del Complejo Estructural Santa Rosa, conjuntamente con los campos Junin, Santa Rosa Oeste y Humberto Suarez Roca. Como parte del desarrollo de este campo, se ha planificado la perforación del pozo Palometas NW 5D (PNW-5D). El proyecto PNW-5D es un pozo dirigido de +/- 2758 m MD, 2647 m TVD, 17.3° de inclinación y 279.9° Azimut cuyo objetivo principal son las reservas de gas con capacidad productiva probada (P1) en el reservorio de la Ar. Ayacucho en la formación Roboré. Como objetivos secundarios, se esta considerando el reservorio de la Ar. Piray en la formación Roboré & la Ar. Sara de la formación El Carmen. El diseño para la perforación del pozo direccional PNW-5D comprende de tres tramos. El primer tramo (vertical) será perforado con trépano de 17 ½” hasta +/450 m para entubar con cañería superficial de 13 3/8”. El segundo tramo (curva) será perforado con trépano 12 ¼” desde 450 m hasta 2063 m MD, el mismo será entubado con cañería intermedia/producción 9 5/8”. El tercer tramo (curva tangente) será perforado con trépano 8 ½” desde 2063 m MD hasta 2758 m MD, será entubado con liner 7”. Enloqueserefierealaspresionesdereservorio, se está considerando un gradiente de presión 0.432 Psi/ft. Se espera una máxima presión de 3749 Psi equivalente a 8.31 ppg en fondo de pozo. La temperatura según datos pozos offsets tiene un 81

gradiente 1.5°F/100 ft, con este gradiente, se espera una temperatura máxima de 210°F en fondo de pozo. Considerando estos gradientes, se tiene programado utilizar en el tramo 17 ½” un lodo base agua (Bentonítico Extendido) de 8.7 -9.1 ppg. Para el tramo 12 ¼” se utilizará un lodo base agua (KlaShield densificado con Baritina) de 9.6-9.7 ppg& para el tramo 8 ½” se tiene previsto utilizar un lodo base agua (KlaShield RDF densificado con CaCO3) de 9.6 ppg. Con estas densidades, estaremos llegando a fondo de pozo con un sobre balance de +/- 582 Psi.23 5.1.1 Objetivos Proyecto Perforación Pozo PNW-5D El proyecto PNW-5D destaca cuatro niveles de objetivos: 5.1.1.1 Objetivos estratégicos 

Producción de gas y condensado de la Arenisca Ayacucho (Formación Roboré) como objetivo principal y la Arenisca Piray (Formación Roboré) y Formación Sara (Formación El Carmen) como objetivo secundario. Acceso a Producción. Producción inicial a un caudal de 4.2 MMPCD de gas (P50) Incrementar la capacidad de proceso de la Planta de Santa Rosa.

  

5.1.1.2 Objetivos Técnicos 

Perforar pozo direccional para entrar al target con un radio de tolerancia de +/- 20 m. Obtención de registros de buena calidad de información de los reservorios. Minimizar daño a la formación utilizando las recomendaciones de BP en la etapa de perforación del reservorio: o Utilizar fluido de perforación diseñado para reducir daño de formación. o Densidad de fluido de completación 9.1 ppg, mínimo overbalance (diferencial de +/- 250 psi) o Sello adecuado para el tamaño de poro (garganta de poro).

 



Conseguir buena aislación con la cementación de la cañería13 3/8”, 9 5/8” y el Liner de 7” Asegurar la integridad del equipo superficial y de completación.



5.1.1.3 Objetivos Operacionales  

Llegar a +/-15% de CAPEX. Alcanzar a:

23

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

82

o o o o

35 días/10.000 ft en PERFORACION hasta el hueco productor 8 ½”. 17.7 días de COMPLETACION. NPT Perforación ≤10 %. NPT de Completación ≤10 %.

5.1.2 DIAGRAMA DEL POZO Figura 5.1: Diagrama del pozo PNW-5D

Fuente:YPFB CHACO S.A, Programa de Perforacion PNW-5D,

83

5.1.3 DATOS BASICOS DEL POZO Tabla 5.1: Información básica del pozo PNW-5D BLOQUE PALOMETAS NW POZO PNW-5D OPERADOR YPFB CHACO SA X: 436.438.84 mE COORDENADAS SUPERFICIE Y: 8`123.322.99 mE Zt: 220.96 m ELEVACION Asr: 6.5 m Zr: 227.46 m Fuente:YPFB CHACO S.A, Programa de Perforacion PNW-5D,

5.1.4 PROGNOSIS GEOLOGICA Tabla 5.2: Prognosis geológica de las formaciones a atravesar.

Fuente: YPFB CHACO S.A Programa de Perforacion PNW-5D IV: AGUJERO 8 1/2"

5.1.5 INTERVALO 5.1.5.1 INFORMACIÓN GENERAL

En esta sección se va a perforar el agujero direccional 8 ½” (sección tangente) para ingresar a las formaciones Ar.#1, Ar.#2, Ar. Ayacucho & Ar. Piray & Ar. Sara hasta llegar al TD en 2758 m MD & 2647 m TVD. Para alcanzar esta profundidad, se ha programado 1 carrera con un BHA c/MF 6 ¾” & MWD con un viaje corto intermedio en 2410 m. Previo viaje corto antes de sacar herramienta direccional, se tomaran 2 carreras de registro eléctrico con Wire Line. Así mismo, previa carrera de calibración se correraCañeria 7”, N-80, 29 ppf, Conexión ANJO hasta la profundidad total. Como fluido de perforación, se utilizará un lodo base agua Klashield RDF con densidad 9.6 ppg. 84

5.1.5.2 Objetivos 

    

Atravesar la formación Limoncito, Ar.#1, Ar#2, Ar. Ayacucho, Ar. Piray y Ar. Sara. Mantener trayectoria programada del pozo para ingresar al Target limitado por 20 metros de radio. Mantener la separación programada del pozo PNW-5D con el pozo PNW4D & PNW-X1 (Evitar colisión) Aplicación de las “Recomendaciones de las Prácticas Operativas”. Lograr tomar registros eléctricos de evaluación. Cubrir agujero 8 ½” con Liner 7”. Asegurar calidad de cemento desde el zapato Liner 7” hasta la boca de liner.

5.1.5.3 Desafíos   

    

Perforar agujero direccional 8 ½” sección tangente desde 2063 m hasta 2758 metros. Mantener trayectoria del pozo para ingresar dentro del target limitado por 20 metros de radio. Identificar claramente el tope de la formación Sara para perforar +/- 20 metros más por debajo de esta base. El TD del pozo estará definida por este tope. Preservar o minimizar el daño a la productividad de la formación Ayacucho, Piray & Sara como reservorio primario. Aplicación de las “Recomendaciones de Prácticas Operativas” con enfoque el la limpieza de pozo, para reducir riesgos y minimizar tiempos. Correr registro eléctrico en la arenisca, Ayacucho, Piray & Sara. Bajar Liner 7” hasta cubrir las arenas objetivo. Asegurar el asentamiento de la cañería en fondo de pozo. Cementación adecuada que garantice buena aislación de las formaciones, Limoncito, Ar.#1, Ar.#2, Ayacucho, Piray & Sara.

5.1.5.4 Corrida y cementación de liner14 5.1.5.4.1 Diseño y selección de liner Para el diseño y selección del liner, se lo realiza en programas, tales como “WellPlanning” o “Drilling Office”, que se ocupan de determinar las cargas y esfuerzos que sufrirá esta tubería de revestimiento, realizan los análisis de colapso, reventamiento análisis triaxiales con flexión y sin flexión (puesto que 14

Texas Iron Works, documento seminario completo “Liner Expandible, procedimiento de ensamblaje, partes y procedimiento de corrida”

85

nuestra tubería será ligeramente sometida a flexión por la geometría del pozo) bajo ciertas condiciones, así también tenemos selección de la cañería a utilizar en nuestro pozo (tubería grado N-80). a continuación mostraremos la gráfica de diseño de la ventana operacional para el liner de 7” grado N-80. Grafica 5.1: Ventana operacional para el liner 7" Grado N-80

Fuente: YPFB CHACO S.A,Programa de Perforacion PNW-5D,CasingDesign,

86

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

Fuente: YPFB CHACO S.A,Programa de Perforación PNW-5D,CasingDesign,

Grafica 5.2: Diseño del liner N-80 para reventamiento.

Fuente: YPFB CHACO S.A,Programa de Perforación PNW-5D,CasingDesign

87

Grafica 5.3: Diseño de liner N-80 para colapso.

Fuente: YPFB CHACO S.A,Programa de Perforación PNW-5D,CasingDesign

88

En este caso, no es necesario el diseño manual y/o cálculos para la selección de la tubería de revestimiento corta (Liner), puesto que toda esta información es calculada por ciertos programas y está a disposición en el plan de perforación. A continuación mencionaremos algunas propiedades de nuestro liner de 7” seleccionado: Tabla 5.4: Propiedades del Liner seleccionado de 7" PROPIEDADES CAÑERÍA 7”, 29ppf, N-80 Conex. ANJO

Peso

ID

Grado

(in)

Cone x. OD

Drift (in)

Espes or Pared

(in) (in)

Conexió n

Min. Resistenc ia Tensión B/J

Resistencia Reventamie nto

Resistenc ia Colapso

(psi)

(psi)

Torque Ajuste: Min/Opt/M áx (lb.ft)

(Klb) 29, ppf N-80

6.18 4

7.177

6.05 9

0.408

676

8160

7030

5200 Mín. 6000 Máx.

ANJO

471

Fuente: YPFB CHACO S.A,Programa de Perforación PNW-5D.

5.1.5.4.2 Cementación de liner de producción 7”. Realizar operación de cementación Casing 7” con 1 lechadas de Cemento de acuerdo a programa de cementación BJ. 5.1.5.4.2.1 Líneas guía de cementación liner 7”. El procedimiento final detallado de la cementación será desarrollado previo a la bajada de la cañería de acuerdo a las siguientes líneas guía: 5.1.5.4.2.1.1 Objetivo23 

Cubrir con cemento la cañería de 7” para lograr integridad del zapato y el aislamiento adecuado de los objetivos Ar.Ayacucho, Piray & Sara con 1 lechadas principal 15.6 ppg con propiedades de control de filtrado y control de gas.

23

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

89

5.1.5.4.2.1.2 Requerimiento de contingencia: 

Lechada diseñado con suficiente tiempo de bombeabilidad. Disponer cemento clase “G” excedente considerando lavado excesivo de hueco.

5.1.5.4.2.1.3 Parámetros de diseño  

TVD/MD RT : BHST /BHCT:

2758 m /2647 m 210 °F / 160 °F.

Para efectos de cálculo, se está considerando un diámetro promedio de pozo de 9” 5.1.5.4.2.1.3.1 ESPACIADORES    

MCS Spacer 50 bbl Mud Clean 50 bbl MCS Spacer 50 bbl Mud Clean 50 bbl 5.1.5.4.2.1.3.2 DESPLAZAMIENTO:



Desplazar con +/- 202 BBl de Lodo. Tabla 5.5: Propiedades del cemento a utilizar. Propiedades

Principal

Densidad, ppg

15.6

Tipo cemento

Clase “G

Volumen, bbl

75

Altura Anillo de cemento

425 m

Bombeabilidad 50/100 BC @ 135°F

04:22 / 05:04 hrs

Resistencia Compresiva

2300 psi @ 210°F @ 24 hrs

Agua libre ml

0

Filtración, ml/30min

50

Relleno

Fuente: YPFB CHACO S.A, Programa de Perforación PNW-5D.

90

5.1.5.4.2.2 Observaciones técnicas 

   



Probar todas las linead que conectan el camino de cementación (La bomba) con la cabeza de cementación, probando cada conexión con aproximadamente 8000 PSI durante 5 minutos. Controlar el retorno permanentemente durante toda la operación. (BJ – Halliburton) Observar presiones máximas a desarrollar. Chequear equipo de flotación y flujo anular. Efectuar tope tapón con 500 (presión de cierre) psi por encima de la presión final de bombeo. Levantar lentamente presión hasta 2500 Psi para probar integridad del Casing 7” durante 10 min. (Recalcular la presión de prueba de Casing 7” considerando las limitantes de liner hanger expandible) Desfogar presión, observar funcionamiento zapato/collar flotador.

5.1.5.4.3 Consideraciones a tomar Figura 5.2 Esquema del pozo para cálculos de volúmenes.

Fuente: Elaboracion Propia

91

En las consideraciones tomadas en el plan de perforación del pozo PNW 5-D, para la cementación del liner tenemos que se realizan los cálculos de volúmenes para cemento con un diámetro de pozo de 9” con un exceso de cemento de 50%. Sin embargo los datos que tenemos que tomar, según los resultados obtenidos tanto por el cálculo de diámetro mediante el control de sólidos, registro de pozos (CALIPER), y el cálculo hecho mediante el envío y retorno de un bache, tenemos un diámetro de pozo promedio de 9.27”, y usaremos un 50% de exceso para el cálculo final del volumen. 5.1.5.4.3.1 Cálculos de volúmenes de cementación El volumen desplazado será:

[

)

((

)

[

((

]

)

)

[

]

[

]

]

La suma de los volumenes 1 y 2 da la cantidad de cemento necesario para nuestra cementación de liner:

[

]

cabe resaltar que para formaciones muy permeables tomaremos cierto margen de exceso, en nuestro caso; 50% de exceso en la lechada de cemento: 92

[

[

]

]

Por lo tanto la cantidad de cemento a desplazar es: [

[

]

]

Y este volumen desplazado lo realizaremos con fluido de perforacion , con un volumen de desplazamiento VD, el cual es el siguiente:

[

((

)

[

]

)

[

((

(

)

]

)

]

Por lo tanto, la secuencia de bombeo seria la siguiente:      

50 Bbl MCS Spacer 50 Bbl Mud Clean 50 Bbl MSC Spacer 50 Bbl Mud Clean 321 Bbl de cemento 15.6 PPG Clase “G” 459 Bbl de lodo desplazante

93

5.1.5.4.3.2 Dimensionamiento del liner y el cuerpo del colgador de liner. Tabla 5.6: Arreglo de liner 7" y arreglo herramientas de corrida line 7"

Fuente: Elaboración Propia.

5.1.5.4.4 Programa de corrida y cementación de liner 7” 5.1.5.4.4.1 Procedimiento de corrida 5.1.5.4.4.1.1 Actividades Pre-Trabajo10 Son medidas de seguridad tenidas en cuenta antes de realizar el trabajo, e incluyen actividades como: verificar tipos de rosca, diámetros y condiciones de las herramientas para realizar el trabajo sin complicaciones.

10

Elaboracion Propia en base a Halliburton Company, VersaFlex® Liner Hanger System Best Practices, 2009.

94

La base del casing donde el colgador de liner debe ser asentado tiene que tener las condiciones de medida adecuadas para el trabajo. Es aconsejable que se corra un raspador en la base del casing si este ha sido cementado. I.

II. III.

IV.

Torquear las conexiones del colgador de liner según los procesos internos de la compañía y conectar el pupjoint 5” * 4 1/2”, con los valores correspondiente de torque. Instalar el conjunto de dardos de cementación de corrida/herramienta de asentado en la mesa de trabajo. Asegurarse que las juntas del drill pipe sean conejeadas a 2.625” para permitir el paso de la bola de asentamiento de contingencia de 2.5” durante el viaje de corrida. La herramienta de asentado del colgador de liner y la cabeza de cementación deben tener una conexión 5” 4 1/2" IF los crossover requeridos de la junta para el dril pipe son dados por la compañía operadora

5.1.5.4.4.1.2 Proceso de instalación Se inicia la operación en si con todas las respectivas medidas a tener en cuenta. 1. Conejear la tubería de drillpipe a 2.625” como minimo durante la corrida. Además se aconseja conejear cualquier elemento o junta que se utilice en la sarta de trabajo. 2. Realizar una reunión de seguridad antes de realizar el rig-up de los elementos del liner. 3. Levantar y correr el liner teniendo en cuenta el orden de cada uno de los elementos de la sarta de la tubería de revestimiento tal como se muestra en la tabla 5.5. 4. Instalar el zapato flotador y el collar flotador bajo la supervisión del Co. Man aplicando soldadura en frio (el zapato flotador puede venir ya soldado desde ciudad en el liner correspondiente) 5. Continuar corriendo el liner de 7” llenando cada 5 tubos, levantar el ensamblaje del colgador y llevarlo a la mesa de trabajo. 6. Colocar grasa en el wiperplug y enroscarlo en el Setting tool. 7. Ajuste el crossover de 7 5/8” 33.7# New Vam a la parte inferior del colgador de liner de Versa Flex. Preste mucha atención para no dañar el wiperplug. Utilice los siguientes valores de torque.

95

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

THREAD TORQUE [FT-LB]

MINIMO

OPTIMO

MAXIMO

12100

13400

14700

Fuente: Halliburton.,BestPractices.

8. Proceda a enroscar el colgador del liner al liner de forma lenta. Preste mucha atención para no dañar el wiperplug. 9. Continúe con la corrida del colgador. Asegúrese de que se tomen todos los cuidados necesarios para proteger los elastómeros exteriores del cuerpo del colgador al momento que atraviesen las BOP`s. 10. Ajustar un tiro de tubería de trabajo al colgador. Ajustar el top drive y bombear a través del liner para asegurar que la circulación fue alcanzada, y los elementos de flotación no estén taponeados. Circular el pozo a capacidad del liner a menos que se esté seguro de que no hay nada adentro y registrar los parámetros de circulación (tasa de bombeo, presión de bombeo) como lo especifica las normas de la compañía prestadora de servicio. 11. Levantar el ensamblaje y registrar peso del liner, colgador y setting tool. 12. Colocar goma de protección, para asegurar que nada caiga en el pozo. 13. Realizar nuevamente una reunión de seguridad con el equipo de perforación con el fin de chequear la velocidad de corrida y proceder a llenar. 14. Mientras se corre el liner, tener cuidado de no exceder el peso de asentamiento 50 klb sobre la herramienta del colgador. El valor de corte de 84 klb, es alcanzado con 7 pines en el Setting tool. El limite de velocidad de bajada es de 2 minuto por tiro (dependiendo las condiciones del hueco) para minimizar las presiones de admisión, mantener la presión de surgenciamínima y no sobrepasar el gradiente de fractura en el hueco abierto. 15. Registre en número de tubería de trabajo mientras se baja el colgador del liner, esto es muy importante, porque mediante esto pordemos saber a quéprofundidad nos encontramos, puesto que el zapato del liner tiene que estar dos metros sobre la profundidad final (2756m MD), y es parte del dimensionamiento del casing y la herramienta de trabajo. 96

16. Asegúrese que la tubería de trabajo se mantenga llena de fluido , caso contrario , llene cada 5 tiros. 17. Antes de ingresar a la sección de agujero abierto, rompa circulación, anote parámetros y vuelva a desfogar, posterior a eso tome pesos subiendo y bajando. Tenga mucho cuidado en la sección del agujero abierto con el peso del asentamiento. El supervisor de la herramiento del colgador de liner deberá encontrarse en el piso de trabajo todo el momento. 18. Continúe bajando el liner en agujero abierto de 8 ½” asegurándose de que la tubería se mantenga llena de fluido. NOTA: No trate de hacer pasar el colgador por lugares estrechos, puede ocurrir una liberación prematura del colgador si la carga sobrepasa el valor de corte de los pines (84 klb efectiva). 19. Una vez en fondo, realiza el espaciamiento de la sarta de trabajo para permitir la posterior instalación de la cabeza de cementación y asi poder llevar a cabo la cementación y expansión del colgador de liner. NOTA: Verifique que los pupjoints estén en locación y la longitud a levantar una vez tocado fondo (YPFB CHACO, no recomienda asentar y tocar fondo de pozo). 20. Utilizando las bombas del equipo , bombear un volumen total de tubería para establecer circulación y acondicionar el agujero para cementar. 21. Levante la cabeza de cementación y arme sobre la sarta de trabajo. Asegúrese de que el indicador de bandera del tapón este en posición. 22. Monte las líneas de alta presión hasta la cabeza de cementación. Así mismo monte el sistema de datos de presión para registrar muestras de presiones con intervalos de un segundo durante la expansión. 23. Pruebe las líneas de superficie utilizando la unidad de cementación hasta 7500 PSI. 24. Bombear los volúmenes de espaciadores. 25. Bombear el cemento y el fluido de desplazamiento según el cronograma de cementación utilizando la bomba de cementación. 26. Lance el dardo y desplace utilizando la bomba de cementación. NOTA: Una vez el dardo liberado, el caudal bombeado debe ser consistente y se debe evitar cualquier falla en las bombas. Si el dardo se detiene, se puede aumentar la tasa de bombeo para reiniciar el movimiento del mismo. Este caudal puede ser a lo mucho 6 -8 bpm. 97

27. Cuando el dardo se encuentra a 10 bbl del wiperplug. El wiperplug se liberará con 1.350 psi como liberación primaria. Si la presión de bombeo incrementase, continúe presurizando hasta llegar a 3.150 psi, para liberar el tapón por su método secundario de liberación NOTA: Coloque corte de bomba automático en la unidad de cementación @3.500 PSI.La liberación primaria del Wiper Plug se logra al cortarse 5 pines de bronce (P=F/A =5 x 2250lbs/8.33 in2 = 1.350 psi). La liberación secundaria del wiperplug se logra al cortarse 8 pines de bronce (P=F/A = 8 x 4700 lbs/11.94 in2 = 3150 PSI) 28. Una vez que el wiperplug sea liberado, cuantifique el volumen controlar el desplazamiento en liner. NOTA: comprobar y verificar con el representante del cliente los valores de desplazamiento par el volumen delliner. 29. Una vez el wiperplug se acopla con el landing collar, incrementar la presión con 500 psi por encima de la presión en superficie. Libere la presión y observar retornos medir y reportar el total del flojo de retorno. NOTA: Si no se viera acoplamiento de tapones en el lading collar, continúe bombeando un 50% del volumen del shoetrack, si después de esta operación, aún no se observa acoplamiento, realice reunión para proceder con los puntos de contingencia. 30. Para proceder a asentar el colgador, primero realice una reunión de seguridad y revise los procedimientos de expansión. Asegúrese que el personal esencial esté en comunicación entre sí pro medio de radios. Verifique que el Setting tool se encuentre en tensión antes de expandir. 31. Incremente presión a+/500psi a 1 bpm para desplegar el flapper, regístrese el volumen bombeado y el caudal. 32. Mantenga por 3 minutos y luego desfogue presión a 0 psi para probar los equipos de flotación. 33. Para expandir el colgador, nuevamente presurice y mantenga el caudal de bombeo constante a 1 bpm y observe el incremento de presión constante. El colgador deberá iniciar la expansión entre los 2.800 pasi y 4.800 pas. Mantenga el caudal constante durante la expansión (hasta 98

que el colgador se asiente) No exceda los 6000 psi. La presión caerá luego de que se active el bypass interno, indicado que la expansión ha sido completada. Detenga el bombeo. Los datos de presión caudal y volumen deben ser recogidos por la unidad de cementación durante el proceso de expansión. NOTA: No mover la tubería o liberar presión hasta que la expansión esté completa (No debe tomar más de 5 minutos). 34. Desfogue la presión y registre todos los volúmenes de retorno de flojo (si lo hubiera) 35. Tensione 100 klbs de overpull para asegurarse que el colgador esté asentado. 36. Para liberar el Setting toll, coloque +/- 50 Kls de peso sobre la tubería hacia abajo, este movimiento es requerido para liberar la herramienta del colgador. 37. Levante el Setting tool y sáquelo del colgador. Puede que se observen resistencias de entre 50 a 100 Klbs de overpull a través de cada elemento. Registrar dichos eventos durante la sacada del colgador. La medida aproximada para tener la herramienta de servicio fuera del colgador es de 9,5 mts. 38. Continúe levantando el Setting tool hasta una total de 3m fuera del TBR y circule por inversa para limpiar el pozo (sin rotar), a un caudal máximo de 15 bpm. 39. Inicie sacada de Setting tool. NOTA: No rote la herramienta de servicio, ya que se puede dañar el Setting tool. 40. Una vez fuera, coloque el Setting tool en los caballetes, limpie y movilice a la base operativa de Halliburton. 5.1.5.4.4.1.3 Contingencias 24 5.1.5.4.4.1.3.1 Comunicación Si existieran cambios en la condiciones del pozo, procedimientos o requerimientos de materiales, los siguientes pasos deben ser tomados en cuenta: 24

HALLIBURTON COMPANY, esquemas y procedimientos VersaFlex®, 2012

99



  

Los cambios acordados mutuamente entre el representante de la compañía operadora y la compañía de servicio deben ser comunicados a todas las partes involucradas. Los principales cambios en el procedimiento, originados en locación, deben ser documentados. El especialista de la compañía de servicios en locación debe de ser informado verbalmente. El especialista de la compañía de servicio remarcará los cambios efectuados en el parte (job log) al momento de hacer firmar el mismo por el representante del cliente en locación.

5.1.5.4.4.1.3.2 Contingencia por “no acoplamiento”. Lanzamiento de bola 1. Colocar el Setting tool en tensión antes de expandir el colgador, esto se logra levantando 40000 lb por encima del peso neutro de la tubería que contiene el Setting tool. 2. Abra la parte superior de la válvula FOSV para soltar la bola de asentamiento. Asegúrese de que no hay presión por debajo de la válvula FOSV. Si es que existiera presión, aislar la cabeza de cementación cerrando la válvula inferior de la FOSV y libere la presión antes de soltar la bola. 3. Deje que la bola de 2.5” (por gravedad), caiga sobre su asiento. La bola deberá viajar a 200 ft/min aproximadamente. 4. Cuando la bola alcance su asiento, aplique presión para iniciar la secuencia de asentamiento del colgador. Monitorear el incremento de presión durante la expansión, 0.5 bpm y registrar en intervalos de 1 segundo (volumentotal del shoetrack 5 bbl, si en el desplazamiento no se desplazó un volumen adicional.) NOTA. La compañía de bombeo deberá recolectar los datos de presión y caudal y volumen durante la expansión 5. El colgador deberá iniciar la expansión con una presión de entre 2800 PSI y 4800 PSI. Mantener un caudal constante durante la expansión (hasta que el colgador este asentado). La presión caera después de que el Bypass interno se active, indicando que la expansión ha sido completada, permitiendo a la presión comunicarse con el espacio anular. La presión caera al detener el bombeo. 6. Desfogue la presión en la bomba. Monitoree y registre el volumen total.

100

7. Levante el Setting tool y aplique 100000 lbs de overpull por encima del peso subiendo anteriormente registrado, para confirmar que el colgador ha sido asentado. 8. Para liberar el Setting tool, colocar 50 klbs (84klbs efectivas) de peso ssobre el peso de la tubería debajo del punto neutro, debería ser igual a 6” de movimiento de tubería hacia abajo, este movimiento es requerido para liberar la herramienta del colgador. 9. Levante el Setting tool y sáquelo del colgador. Puede que se observen resistencias de entre 50 a 100 klbs de overpull a través de cada elemento. Registrar dichos eventos durante la sacada. La medida para tener la herramienta de servicio fuera del colgador es de 9.5mts. 10. Continúe levantando el Setting tool hasta un total de 3 m fuera del TBR y circule por inversa para limpiar el pozo (sin rotar), a un caudal máximo de 15 bpm. 11. Inicie la sacada del Setting tool NOTA. No rote la herramienta de servicio, ya que se puede dañar el Setting tool. 12. Chequear el Setting tool en superficie por cualquier dañño y asegurarse que se recuperó la herramienta completa. Limpie completamente el Setting tool con agua antes de ubicarlo en los caballetes. 5.1.5.4.4.1.4 Probando el colgador de liner expandible 5.1.5.4.4.1.4.1 Prueba positiva  



Cerrar las preventoras del anular o de tubería y presurizar el anular. Asegurarse de que la presión aplicada más la presión hidrostática al tope del liner no exceda la presión de estallido del casting. Si eso ocurre se requiere un packer para hacer la prueba y aislar el casing. Asegurarse que los tapones de cementación soporten la presión aplicada si el cemento aún no ha fraguado.

5.1.5.4.4.1.4.2 Prueba negativa Con packer 1. Correr el packer de prueba hasta unos 50 a 100 ft arriba del tope del liner. 2. Desplazar el fluido pesado con fluido más liviano. 101

3. Cuando el volumen de fluido liviano apropiado sea desplazado, sentar el packer y liberar cualquier presión en superficie. Además se debe estar atento monitoreando el pozo por cualquier fluido proveniente de este. Sin packer 1. Levantar la herramienta sentadora a la profundidad requerida por encima del tope del liner. 2. Circular un fluido más liviano y dejarlo en el pozo. 3. Una vez el fluido liviano haya sido desplazado monitorear el pozo por cualquier fluido proveniente del mismo.

5.1.5.4.5 Resultados 

   

Se desplego el sistema de colgador de liner expandible hasta la profundidad de 2756 m (MD). Con lo que se superó cualquier tipo de obstáculos inesperados en el hueco abierto. El tapón limpiador del liner, el landing collar y el floatshoe ayudan a ejecutar una buena cementación primaria para aislar zonas requeridas. El cono de expansión fijo de manera óptima el colgador y el exceso de cemento se circuló fuera del pozo. La empacadura resistió la prueba de integridad de presión de 1200 PSI por 5 minutos. Durante toda la operación del liner se tuvo cero tiempos no productivos (NPT).

102

CAPITULO VI ANALISIS TECNICO ECONOMICO COMPARATIVO ENTRE SISTEMAS DE COLGADORES DE LINER CONVENCIONALES Y SISTEMAS DE COLGADORES EXPANDIBLES. 6

INTRODUCCION

En este capítulo, desarrollaremos un análisis comparativo a nivel técnico, y otro análisis comparativo a nivel económico entre los sistemas de colgadores de liner convencionales y los sistemas de liner expandibles. Para este propósito, mostraremos ventajas y desventajas de dichos sistemas. Es de mucha importancia este capítulo, pues, se contrasta las ventajas que tiene el sistema de liner expandible por sobre los sistemas de colgadores de liner convencionales, y también podremos realizar un análisis de nuestro caso de aplicación al pozo PNW -5D, en el cual aplicamos el colgador de liner expandible, y haremos una comparación teórica de como seria la aplicación (solo referida a tiempos, costos y posibles problemas) de un colgador de liner convencional. 6.1

COMPARACION TÉCNICA ENTRE SISTEMAS DE COLGADORES DE LINER CONVENCIONALES Y COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES.

6.1.1 ROTACION DURANTE LA CORRIDA Y LA CEMENTACION3 Una vez que la circulación ha sido establecida, se debe circular para limpiar el pozo; luego que el comportamiento de las presiones durante la limpieza sea satisfactorio; se debe circular para acondicionar el lodo previo a la cementación; y ejecutar un pumping Schedule; continuar con el programa de cementación. Este colgador, junto con la herramienta, permite reciprocar y rotar la sarta, durante todos los procesos de corrida de liner, cementación y desplazamiento, ya que su mecanismo es hidráulico y está diseñado para que su mecanismo de rotación y liberación sea al final del trabajo de cementación; es decir con la presión final de acoplamiento de tapones, se sienta el colgador, se libera la herramienta y se desacopla el mecanismo de rotación. 3

Halliburton Company, Completions Technologies, ELH VersaFlex® Document.

103

En muchos casos, en el proceso de cementación se presenta empaquetamientos, pero cuando se usa el Liner Expandible existe la opción de poder limpiar y reciprocar. En varios procesos de cementación se aconseja rotar durante la cementación, y reciprocar, para obtener una mejor distribución del cemento; actividad que si se la puede realizar cuando se usa el Liner Expandible. 6.1.2 TORQUE Y PESO LÍMITE Los colgadores de liner convencionales, tienen una ventana operacional limitada por el peso y el torque, ya que esto provocaría su anclaje prematuro, lo cual provoca que estas no puedan ser rotadas, y peor aún, si es que existen puntos críticos de fricción en la corrida a pozo abierto. Los sistemas de colgadores de liner expandibles, por la simplicidad con la que cuentan tienen una mayor capacidad de torque, asítambién tienen un mayor peso limite, este último según las características de la tubería a colgar y la geometría del pozo. 6.1.3 CAPACIDAD DE CARGA La capacidad de carga en el liner expandible es mayor a 580000 lbs. Esto fue comprobado, ya que el Liner Expandible fue sujeto a una segunda prueba de presión a 10000psi. Teniendo el área interna de 58.32 pg2 la fuerza aplicada en el ensamble de la herramienta durante la prueba fue mayor que 580.000lbs. Verificando la capacidad de carga del 7-5/8” x 9-5/8”.

6.1.4 AREA DE FLUJO El área de flujo se ve mejorada notablemente al no tener elementos mecánicos externos en el cuerpo del colgador. Lo que minimiza las posibilidades de empaquetamientos.

Figura 6.1: Área de flujo del liner expandible.

Fuente: Elaboración Propia.

104

Al utilizar un colgador de liner expandible estamos asegurando que el área de flujo va a permanecer sin variaciones durante la corrida del liner, acondicionamiento del agujero en el fondo, cementación y desplazamiento. Una vez el colgador está sentado, el espacio anular alrededor del colgador es reducido por las cuñas sobre el cono. Lo que podría generar acumulación de material alrededor de las cuñas y generando un empaquetamiento.

Figura 6.2Área de flujo para colgadores convencionales

Fuente: Elaboración Propia.

6.1.5 INTEGRIDAD DEL SISTEMA Debido a su diseño en un cuerpo integral y al no poseer partes de accionamiento hidráulico móviles, se garantiza la integridad del sistema, eliminando posibles puntos de fuga, eliminando de este modo las operaciones de corrección (cementación forzada) en el tope del liner. El diámetro exterior reducido y la superficie lisa del colgador permiten bombear cemento a mayor gasto, mejorando así el trabajo de cementación y reduciendo el riesgo de empaquetamiento.Un colgador convencional hidráulico, está diseñado para activar sus cuñas mediante un pistón, el cuál para poder ser accionado necesita orificios para la admisión del fluido que generará el movimiento a dicho pistón. Dicha comunicación entre el interior del colgador y la parte externa del mismo (pistón hidráulico) genera puntos de posible fuga de presión.

6.1.6 REDUCCION DE COSTOS FUTUROS 6.1.6.1 Problemas potenciales convencionales

en

el

uso

de

colgadores

de

liner

En este punto hablaremos de los problemas principales que acarrean los sistemas de colgadores de liner convencionales, los cuales van a repercutir en mas costos durante la perforación, ya sean por NTP (tiempo no productivo), o por otros costos asociados a la remediación de pozo. 105

6.1.6.1.1 Liner no llega a fondo de pozo. Este problema puede suscitarse como consecuencia de restricciones presentes en el pozo causando que el liner se quede apoyado sobre una de estas restricciones impidiéndole llegar a la profundidad total (TD) o también debido a la ausencia de herramientas que permitan rotación.

6.1.6.1.2 Asentamiento prematuro del colgador durante la corrida Para un colgador de liner convencional mecánico si por alguna causa y antes de la profundidad de asentamiento se llega a manipular la sarta de forma que se logre liberar el pin de la ranura tipo J se activará el mecanismo para su inmediato asentamiento.

6.1.6.1.3 Problemas con la liberación del Setting tool Si por alguna circunstancia no se logra transmitir la presión suficiente a la herramienta de tipo hidráulica no podrá ser liberada, por lo cual se tendrá que aplicar un segundo mecanismo de liberación en este caso de liberación mecánica con rotación a la izquierda.

6.1.6.1.4 Insuficiente peso para asentar el packer Trayectorias no consideradas en el pozo y poco peso de la tubería. 6.1.6.1.5 Fuga en los sellos Estos sellos no tienen hermeticidad, y en el caso de una mala cementación (ya que este no se puede reciprocar ni rotar), se tiene que realizar una cementación forzada. También se debe a un ensamblaje deficiente. 6.1.6.1.6 Desasentamiento del colgador Al tratar de liberar el Setting tool, se produce este fenómeno, el desanclaje del colgador.

106

Tabla 6.1. Matriz de problemas comunes en colgadores convencionales y soluciones dada por colgadores expandibles4 Problema

Causa

Efecto

Potencialtiempop erdido

Solucion ELH

Liner no llega al fondo

Geometría Irregular, ventanas

POOH Liner. Hacer viaje de acondicionamiento

1 a 2 días

Puede rotar hasta 25,000 lbs-pie para pasar obstruccione s

El colgador se preasienta durante la corrida

Presencia de sólidos en el pozo.

Generalmente POOH. Hacer viaje de limpieza. Nuevo Liner

1 a 2 días

No puede preasentarse. Sin cuñas ni puertos

La empoacadur a se preasienta durante la corrida

RIH muy rápido. Elementos lavados por presencia de sólidos

No se puede seguir hasta el fondo. No se puede circular ni rotar. Necesario cortar cuerpo o cuñas del packer

2 a 6 días

Los elementos de la empacadura no pueden lavarse. Sin cuñas.

Colgador no asienta

Cuñas trancadas o armado incorrecto

Se lleva liner hasta el fondo. La empacadura no puede ser asentada

Mínimo

Sin presencia de cuñas. No pasa prueba de presión.

Herramienta s no funcionan

Pobre comunicación o entrenamient o. Ensamblaje incorrecto

Pérdida del pozo

Sidetrack

No pasa prueba de presión si está ensamblado incorr.

Fuente: Halliburton Company, Technical Marketing Document

4

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

107

Tabla 6.2Matriz de problemas comunes en colgadores convencionales y soluciones dada por colgadores expandibles (Continuacion) Problema

Causa

Efecto

Potencial tiempo perdido

Solucion ELH

Setting Tool no libera

Finos decantados en el espacio anular

2 a 10 días

El sello está localizado en el tope del PBR.

Insuficiente peso para asentar el packer

Trayectoria no considerada o poco peso de tubería

Pérdida del pozo o largas y costosas operaciones de pesca Viaje extra con tapermill y estabilizador. Squeeze en el tope o tie back

2 a 4 días

Los elementos son asentados hidráulicament e

Fuga en sellos

Ensamblaje deficiente

Posible pérdida del pozo

Sidetrack

No pasa la prueba de presión si se ensambla incorrectament e

Colgador se desasienta. Liner muy ligero

El colgador se desasienta al liberar herramientas

Dejar el colgador en el fondo. Posible cementación deficiente. la empacadura no puede ser asentada

Mínimo

Se aplica overpull para probar asentamiento. Después de asentado el colgador no puede liberarse

Empacadur a no mantiene presión

Empacadura asentada sobre imperfeccione s (cuello)

2 a 4 días

Sistema de sellos redundantes.

Sistema de liberación de emergencia usado

Ensamblaje incorrecto o decantamiento de sólidos.

Asentar packer tie-back sobre el tope del liner después de las operaciones de limpieza. El mecanismo de liberación de giro a la izquierda puede causar problemas cuando se corre y rota

1 a 6 días

Tanto el mecanismo primario como el secundario son hidráulicos.

Fuente: Halliburton Company, Technical Marketing Document

108

6.1.6.1.7 Empaquetadura no mantiene presión Debido a que no consiguió hacer un sello completo con las paredes del casing y no se llegue a conseguir integridad de presión en el tope del liner, además de un ensamblaje incorrecto o decantamiento de sólidos. 6.1.6.1.8 Partes móviles y sello totalmente expuestos. Los colgadores tipo convencional tienen elementos externos móviles tales como: cuñas, flejes, pistón hidráulico los cuales van expuestos y están sujetos al rozamiento contra la pared interna del casing; lo que genera limitación al momento de reciprocar y/o rotar la sarta.

6.2

ANALISIS ECONOMICO COMPARATIVO ENTRE SISTEMAS DE COLGADORES DE LINER CONVENCIONALES Y COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES.2

Durante el presente capítulo se desarrollara un análisiseconómico para colgadores de liner convencionales y expandibles. Se consideran aspectos de campo, como costos por productos entre ellos, los costos por servicio y finalmente costos en fallas y reparación para tecnologías convencionales. 6.2.1 COSTOS POR PRODUCTO. Los datos reportados en la Tabla 6.3. Relacionan cifras económicas de los tres diferentes tipos de liner hangers: Mecánicos, hidráulicos y expandibles, considerando para este último caso un tipo de colgador 7” 26 # New Vam. Cada uno de los tres colgadores se encuentra con sus respectivos productos de fondo involucrados en la corrida. Cabe destacar, como se evidencia en la tabla, que estos accesorios como lo son el crossover, downplug/liner, wiperplug, landing collar, float collar y floatshoe, son iguales para cada tipo de colgador, ya que no dependen de sí mismos, motivo por el cual el costo no varía para cada tipo de colgado.

2

Halliburton Company, Análisis Econommico para sistemas de Liner, 2010.

109

Tabla 6.3 Costo por producto para colgadores de liner COSTOS POR PRODUCTOS PRODUCTO Liner Hanger/Top Packer X-over Down Plug/ Liner Wiper Plug LandingCollars FloatShoe Total

Colgador de liner mecanico

Colgador de liner hidraulico

Colgador de liner expansible

50000

100000

120000

3000

3000

3000

5000

5000

5000

2500

2500

2500

10000

10000

10000

70500

120500

140500

Fuente: Halliburton, AnálisisEconómico para sistemas de Liners 2010.

Al observar el costo final por producto para cada tipo de colgador de liner se puede apreciar la notable diferencia de precios entre estos, a pesar de sus accesorios. Analizando la relación entre colgadores tipo hidráulicos y de última tecnología, la elección sería prácticamente un hecho para estos últimos, ya que sus precios son bastante similares y ofrecen además un gran respaldo en cuanto a confiabilidad y excelente ejecución. Por otra parte, al examinar la relación entre colgadores mecánicos y expandibles, la decisión podría reconsiderarse, ya que el valor de estos últimos es prácticamente el doble en relación con los colgadores mecánicos. Esto repercute en gran medida en la venta de este producto, pues a pesar de que los colgadores de liner expandibles ofrecen grandes beneficios, no resulta ser una oferta completamente tentativa dado su alto costo. Hecho que es uno de los principales inconvenientes de esta herramienta en su incursión al mercado.

110

6.2.2 COSTO POR SERVICIO En la Tabla 5. Se muestra el costo por servicio de un colgador de liner expandible tipo 7” 26 # New Vam, de la misma clase analizada anteriormente. Dado que estos precios son estándares en la industria a la fecha de hoy, el costo por servicios no depende de la herramienta a utilizar; es por esto que sólo se pueden considerar como factores que afecten el balance económico de estos colgadores en relación con los convencionales, leves variaciones vinculadas con la complejidad de la herramienta y el empleo de personal altamente capacitado, en el cual el costo varía entre $ 600 – $ 800 día, de acuerdo a la compañía prestadora de servicio.

Tabla 6.4 Costo por servicio de un colgador de liner expandible COSTO POR SERVICIO Movilidad

3,5 $/Km

Setting Tool

3000 $/dia

Cemente head

1000 $/dia

Specialista

800 $/dia

Total

4800 $/dia

Fuente: Halliburton,AnálisisEconómico para sistemas de Liners 2010.

6.2.3 AHORRO DE TIEMPO BASADO EN NUESTRO POZO DE APLICACION PNW-5D A continuación se presenta un análisis del ahorro en tiempo entre un proceso convencional, realizado con colgador mecánico o hidráulico y un proceso llevado a cabo con tecnología expandible. Esta comparación es hecha, ya que uno de los aspectos importantes a tener en cuenta en la implementación de un colgador de liner es el ahorro en tiempo de la operación, y en cuanto a ello, los colgadores expandibles dado su diseño los hacen ser más rápido a la hora de ser corridos, cementados y sentados, como se muestra en la Tabla 6.5 Se analizó también el costo de taladro. Esto teniendo como partida el costo en tierra como de $ 30000/día aproximadamente y en promedio con respecto al equipo de perforación que se utilizó (1500 HP) y al conjunto de servicios entre 111

sistemas de fluidos, Mud logging, MWD/Direccional y otros, los cuales tienen una alquiler por día. El ahorro en cuanto a la implementación de un colgador de liner expandible es de $53137.5 Tabla 6.5 Ahorro de tiempo entre un colgador expansible y un colgador convencional. COLGADOR CONVENCIONAL [Hr]

AHORRO VERSAFLEX[Hr]

DP

4,58

4,58

HVDP

1,83

0,67

LINER

18,33

6,67

OTROS

0,28

0,10

CEMENTAR

3,50

3,00

VESTIR LINER TOP

16,00

0,00

PERFORAR CON PDC

13,00

0,00

TOTAL TIEMPO

57,53

15,02

71912.5

18775

AHORRO VERSAFLEX ($us)

53137.5

COSTO($us) COSTO POR DIA DE OPERACION($us)

30000

Fuente: Elaboración Propia con información de Halliburton.

Tenemos que tomar en cuenta que, si bien el colgador de liner expandible nos cuesta mas del doble que un colgador mecanico y el doble que un colgador hidráulico,

nos

ofrece

,

menores

tiempos

operativos

respecto

a

su

implementación, lo cual tambíen puede significar un ahorro, como se muestra en la tabla anterior. Además de este punto, nuestro colgador de liner nos ofrece una seguridad den problemas posteriores de la mayoría de los colgadores de liner (hidráulicos y mecánicos) tienen, principalmente la integridad en el tope de liner, el cual debe ser remediado de manera inmediata con una cementación forzada, la cual implica más gastos y tiempos no productivos, como los veremos en el siguiente punto.

112

6.2.4 COSTO POR FALLAS CONVENCIONALES.

Y

REPARACION

DE

COLGADORES

Estándares en la industria estiman entre un 20 - 25% de fallas en los colgadores convencionales, las cuales requieren alguna forma de reparación donde está involucrado un Tiempo No Productivo y un gasto adicional de equipo de perforación, como se muestra en la Tabla 7. Este inconveniente que se presenta comúnmente al utilizar colgadores convencionales, ha sido resuelto en gran medida mediante tecnología expandible, ventaja que los hace dueños de una de sus principales características ahorro en tiempo y eficacia en ejecución. Además, esto ha sido demostrado, puesto que de 2500 trabajos realizados en el mundo hasta mediados de 2010, sólo 50 han presentado fallas, contando con un 98% de confiabilidad. Tabla 6.6: Costo por fallas de colgadores convencionales COSTOS POR FALLAS Y REPARACION PROCESO

TIEMPO DE REPARACION [Hr] COSTO DE REPARACION[Hr]

Perdidas de circulación el Boca Liner

24 20000-50000 $us

Sobredesplazamiento. Cementar Zapata

24 20000-90000 $us

Falto Desplazar. Moler cemento

4 20000-50000 $us

el colgador no funciona

24

Herramienta soltadora no funciona

48 Casing +cemento

Pre-Anclaje prematuro

120

Tiempo total de reparación

244

20% Riesgo de espera

48,8

AHORRO PROMEDIO

56800 Fuente: Elaboración Propia con información de Halliburton

113

CAPITULOVII CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 7.1 CONCLUSIONES 







Teniendo en cuenta la descripción de las características los sistemas de liners convencionales, y el sistema de colgadores expandibles, describiéndose a detalle los colgadores mecánicos, hidráulicos y expandibles, concluyéndose que la mejor opción el sistema de colgadores de liner expandibles, debido principalmente a su limitado manejo de piezas mecánicas y simplicidad con la que cuanta, además de la implementación de elastómeros en su estructura, los cuales hacen más confiables a la hora de ser corrido y asentado, evitando de esta manera trabajos adicionales que conlleven pérdida de tiempo y dinero, esto con respecto a los colgadores de liner convencionales (mecánicos e hidráulicas), los cuales tienen características operacionales de peso y torque limitados por su riesgo potencial de anclaje prematuro, se lo considera como un sello secundario, el área de flujo es reducida y está limitada por los conos pre y post asentados; y solo el costo inicial es más económico. El sistema de colgadores de liner expandibles tiene como bondad principal el hecho de que permite el movimiento del liner tanto para rotación como reciprocación durante las operaciones de cementación con el fin de mejorar la eficiencia de desplazamiento, debido a que en la operación de cementación del colgador de liner primero se cementa y luego se asienta el colgador, cosa que no ocurre con los sistemas de colgadores convencionales donde es la secuencia opuesta primero se asienta el colgador y luego se cementa. Para una cementación exitosa los factores a considerarse son los siguientes una adecuada remoción de la costra o enjarre del lodo derivada del empleo y diseño adecuado de colchones lavadores y espaciadores, movimiento de tubería rotacional y reciprocante, acondicionar el lodo para bajar sus propiedades reológicas. El colgador de liner expandible como una herramienta altamente desarrollada presenta un precio o costo por servicio que a pesar de ser elevado, no es realmente significativo si se evalúa y compara con las demás tecnologías disponibles, pues su funcionamiento presenta mayor grado de confianza, cerca del 98% en relación con 75% y 80% para los

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mecánicos e hidráulicos respectivamente, de acuerdo a estudios de campo realizados en el golfo de México y experiencias obtenidas a nivel mundial. Uno de los factores más importantes en las terminaciones de pozos, es la integridad de la empacadura del tope del liner, lo cual hace importante este paso (integridad del colgador de liner), para la etapa de terminación. Aunque los colgadores de liner expandibles son los más costosos en la industria, compensan a un mediano plazo el costo de su implementación, a diferencia de los colgadores convencionales, los cuales generan mayores gastos en operación asociados a fallas y pérdidas de tiempo en su reparación (explicados en el anterior capitulo), la tabla de problemas causados por colgadores de liner convencionales y solucionados por los colgadores de liner expandibles, convirtiendo dichos gastos en flujo adicional de caja. Aunque actualmente el potencial de esta herramienta en la industria no se encuentra totalmente desarrollado, se espera a mediano plazo que su escasa aplicación sean sólo asunto del pasado, pues el colgador de liner expandible con su tecnología, posee las características tanto técnicas como operacionales, para considerarse un elemento de alto rendimiento.

7.2 RECOMENDACIONES 

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Para este caso, se recomienda la implementación de un colgador expandible para un liner de 7” 26# con tipo de rosca New Van. El uso del colgador de liner expandible reduce los riesgos de fallas en la instalación o en el tope del liner, gracias a la sencillez operacional de asentamiento y a su sistema que implica la deformación permanente de la tubería a través del proceso de trabajo en frío. Se recomienda también la implementación de un zapato rimador para deslizar suavemente el liner. Cuando se lleve a cabo el ensamblaje tanto de un liner convencional como de un liner expandible, se debe calibrar el equipo a utilizarse, para así evitar posibles problemas al momento de la corrida de los mismos. Así mismo, en los pozos direccionales y horizontales, usar liner hanger expandible dado que su uso es más seguro y el procedimiento para su asentamiento es más confiable. Todo esfuerzo por economizar el diseño no debe de comprometer la seguridad de la operación y vida productiva del pozo Previo a la operación se debe verificar compatibilidad de conexiones en cabeza de cementación, tubería de perforación, ensamblaje del colgador y liner a bajarse. 115

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Se recomienda que el colgador del liner sea colgado a una distancia no menor a 200 pies de la zapata guía del casing intermedio.

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BIBLIOGRAFIA 1. Filippov, A. e. Expandable Tubular Solutions. Texas, U.S.A.: Paper SPE Annual Technical Conference and Exhibition, (1999). 2. Halliburton Company,Análisis Econommico para sistemas de Liner, 2010. 3. Halliburton Company, Completions Technologies, ELH VersaFlex® Document. 4. Halliburton Company, Completions Technologies, ELH VersaFlex® Presentation, 2007. 5. Halliburton Company, Paper H05234, 2009. 6. Halliburton Company, Paper H08633 VersaFlex® low ECD System, 2012. 7. Halliburton Company, Paper H08658 VersaFlex® High Torque System, 2012. 8. Halliburton Company, Redtech, VersaFlex® liner hanger system, bringing simplifications and Reability to liner hanger installation, 2007. 9. Halliburton Company, Technical Marketing Document, VersaFlex® liner systems, Halliburton Completion tool, 2009. 10. Halliburton Company, VersaFlex® Liner Hanger System Best Practices, 2009. 11. Halliburton Company, VersaFlex® Liner Hanger System, Reliability to liner hanger Installation, 2007. 12. Smith Services, Liner Hangers Handbook, 2008. 13. SPE, Solid Expandable Tubular Technology in Mature Basins,2000 14. Texas Iron Works, documento seminario completo “Liner Expandible, procedimiento de ensamblaje, partes y procedimiento de corrida”. 15. Texas Iron Works, Soporte técnico en el procedimiento de ensamblaje de un colgador de liner expandible y su respectiva corrida”, 2009. 16. Texas Iron Works, Soporte técnico en el procedimiento de ensamblaje de un colgador de liner convencional y su respectiva corrida”, 2009. 17. Texas Iron Works, propiedades fisicas de tubulares, 2005. 18. Weatherford, Launching Liner Hanger Technology, 2008. 19. Weatherford, Liner Hanger Selection, RevistaTecnica WTF36003, 2010. 20. Weatherford, Liner Hanger Textbook, 2009. 21. Weatherford, Sistemas de Liner Hang Tough, RevistaTecnica WTF156059. 22. World Oil, The composite Catalog of oilfield equipment & service, 45th edition, 2002. 23. YPFB CHACO S.A. Programa de perforacion PNW-5D, Abril 1012. 24. YPFB CHACO S.A.-HALLIBURTON COMPANY, esquemas y procedimientos VersaFlex®, 2012 117

GLOSARIO DE TERMINOS

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Colgador hidráulico: El colgador hidráulico es el que se asienta con aplicación de presión esta a su vez ejerce una fuerza en un pistón que sobrepasa la fuerza ejercida por el resorte o pines de corte. Colgador de Liner: Un colgador de Liner es una herramienta con cuñas dentadas que se deslizan al frente de los conos para lograr agarre con la pared del revestimiento. Colgador mecánico: Un colgador Mecánico es activado por el movimiento de la tubería de asentamiento o de trabajo Completación: Trabajos posteriores a la perforación que tienen por objeto poner el pozo en condiciones de producir. Collar de Asentamiento (Landing Collar): El collar está diseñado para recibir el tapón de desplazamiento del liner conjuntamente con el tapón de la sarta de trabajo. Collar de flotación (Float Collar): El collar de flotación es una válvula adicional de contra flujo o contra presión que asegura el que el cemento no retorne hacia liner después del desplazamiento Drift: Es el máximo diámetro, por el cual puede pasar determinada tubería. Empaques de Liner: Un empaque de liner reemplaza al collar de asentamiento y es conectado a la parte superior del colgador para dar sello en el anular del liner y el revestimiento anterior. Fondo arriba: Es cuando todo el elemento sólido que se encuentra en suspensión tiene que llegar a superficie Liner: está definido como sarta de revestimiento o tubería con su tope por debajo de la superficie del pozo. Liner de producción: Son los utilizados para cubrir las zonas de interés o de producción. Liner (ext. Corta) Stub: Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en el casing sobre un Liner existente Liner (ext. Larga) Tied-Back: Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en el casing sobre un Liner existente, y para proveer protección adicional en contra de la corrosión y/o presión. 119

Liqueo: Fuga de presión Obturadores: Son los que proveen un sello positivo entre la herramienta soltadora y el liner permitiendo que el flujo circule en una sola dirección. Peso abajo: Es el peso que se tiene desde el bloque hasta el zapato Peso arriba: Es el peso que se tiene desde el bloque hasta el zapato Pin: Es un vástago de corte, fracturado de bronce y el propósito es romperse para activar un sistema. Se rompe dependiendo las dimensiones del mismo. Quebrar tubería: Es cuando se desenrosca la tubería que ha sido torqueada. Reunión de seguridad: Se la efectúa siempre antes de empezar a correr el Liner convencional o expandible en el taladro, en presencia de los operadores y personal de perforación. Scab Liner: Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en el Casing o Liner. Zapato Flotador: Consiste de unos orificios de impacto que facilitan el lavado hacia abajo durante su corrida y de algunas partes interiores fáciles de perforar aunmas manteniendo sus propiedades resistentes a la abrasividad, corrosividad y temperatura de los fluidos.

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ANEXOS

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Anexo 1. Accesorios de cuerpo del colgador de liner.

Fuente: Halliburton, Marketing Technical Docuement, , HAL15876

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

Fuente: Marketing Technical Docuement, Halliburton, HAL15876

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

Fuente: Halliburton Marketing Technical Docuement, HAL03925

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

Fuente: Halliburton Company,Marketing Technical Documents, VersaFlex High Torque System, , HAL03925

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

Fuente: Halliburton Company, Marketing Technical Documents, VersaFlex Low ECD System, HAL08633

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Anexo 6. Tipos de herramientas de asentamiento.

Fuente:Halliburton Company,Marketing Technical Documents.

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