cmp-804 “el candado hidráulico como condición de riesgo
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CMP-804
“El candado hidráulico como condición de riesgo para el éxito de operaciones de
anclaje y liberación de tuberías cortas en los pozos de KU MALOOB ZAAP”
Juan Samuel Aco Ortega. Petróleos Mexicanos, Pemex Perforación y Servicios, Grupo
Multidisciplinario de Atención a Plataformas Autoelevables Yunuen y Kukulkan.
Edgar García Arriaga. Petróleos Mexicanos, Pemex Perforación y Servicios, Unidad de Perforación Ku
Maloob Zaap, Superintendencia de Operaciones de Perforación.
Resumen
Actualmente se atraviesa un periodo de profunda transformación de la industria petrolera mundial, con
un disminuido precio del barril de petróleo que obliga a maximizar el aprovechamiento de recursos
disponibles para la construcción de los pozos, aunado a que las operaciones costa afuera resultan
costosas por el arrendamiento de equipos de perforación y servicios, con alta sensibilidad en el costo
final del pozo al presentarse problemas operativos y como consecuencia tiempos no productivos que
destruyen valor de los proyectos.
El diseño de los pozos de desarrollo en los campos Ku Maloob Zaap contempla para la perforación el
uso de tuberías cortas o liners que cubran zonas de transición de geopresiones y para las
intervenciones de reparación se contemplan dichas tuberías para la remediación de TRs dañadas y en
el caso de ventanas para el aislamiento de zonas de alta presión y yacimiento.
La condición de explotación de los campos mencionados la cual inicio en la década de 1980 y 1990 ha
depresionado los yacimientos de tal manera que la columna de fluido que soportan ronda alrededor de
los mil setecientos metros de profundidad vertical, adicionalmente se ha liberado un casquete de gas.
Es precisamente el nivel abatido lo que genera en las herramientas que se introducen al pozo durante
su operación presiones diferenciales, entre ellas los conjuntos colgadores - soltadores de tuberías
cortas o liners los cuales en la operación de liberación y prueba pueden ser susceptibles al “candado
hidráulico”, fenómeno por el cual surgen desviaciones en la secuencia de actividades e incremento de
tiempos muy significativos.
Introducción
Lo requerimiento actuales de producción de Ku Maloob Zaap han cambiado en busca de maximizar la
rentabilidad de las intervenciones mediante el uso de técnicas de explotación como la “Terminación tipo
tanque y la Cola Extendida” ambas con tuberías cortas de producción ranuradas, por lo cual se llevaron
acabo en el periodo 2013 – 2015 diversas operaciones de introducción de tuberías en diámetros de 9
5/8”, 9 7/8”, 7 5/8”, 5 ½” y 5” lo cuales fueron corridas con conjuntos colgadores empacadores
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hidráulicos y mecánicos, resultando diversas problemáticas tales como: dificultad para liberación del
soltador, tapones atorados en cabeza de cementar y en soltador, falta de activación del empacador de
BL, desprendimiento de componentes del soltador. De las fallas antes descritas la más común fue la
liberación del soltador, que al analizar las condiciones de los pozos se le puede atribuir al fenómeno del
candado hidráulico.
Se identificaron diversos escenarios de las características de los agujeros que al visualizarlas de
manera efectiva durante la planeación del trabajo permiten mitigar el riesgo mediante modificaciones a
la herramienta y a los procedimientos operativos.
1.- Estadística de las problemáticas en operaciones de corrida de colgadores en la
Unidad de Perforación KU MALOOB ZAAP
Durante el periodo de 2013 – 2015 se presentaron diversas problemáticas en las operaciones de corrida
de tuberías cortas, generando costos muy significativos de tiempo de plataformas marinas, las cuales
se pueden observar en las gráficas siguientes:
$5,040,000
$0
$1,710,000
$135,000 $135,000
POZO A POZO B POZO C POZO D POZO E
Co
sto
de
tiem
po
del
eq
uip
o (
US
D)
Fallas 2013
POZO A.- Problemas para liberar el soltador. POZO B.- Tapón limpiador atorado en soltador. POZO C.- Acuñamiento durante la introducción. POZO D.- No activo empacador ZXP. POZO E.- Desprendimiento de Deby Berry.
COSTO TOTAL: $ 7,020,000 dólares
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$0 $0 $0
$480,000
$5,760,000
$0
POZO F POZO G POZO H POZO I POZO J POZO K
Co
sto
de
tie
mp
o d
e eq
uip
o (
US
D)
Fallas 2014
POZO A.- Tapones atorados en el soltador POZO B.- Falta de tapón limpiador tipo "Solo" POZO C.- Dardo atorado en cabeza de cementar. POZO D.- No activo empacador ZXP POZO E.- Colapso en la combinación del colgador 7 5/8" POZO F.- Ruptura en línea superficial por problemática para liberar soltador.
COSTO TOTAL: $ 6,240,000 dólares
$60,000
$18,750
$336,000
$11,250
$270,000
POZO L POZO M POZO N POZO O POZO P
Co
sto
de
tiem
po
de
equ
ipo
(U
SD
)
Fallas 2015 POZO A.- Problema para liberar soltador. POZO B.- Anclaje prematuro POZO C.- Problema para liberar soltador. POZO D.- Problema para liberar soltador después de probar B.L POZO E.- Desprendimiento de Deby Berry
COSTO TOTAL: $ 696,000 dólares
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Para el año 2016 no se reportan fallas de colgadores.
2.- El candado hidráulico.
La presión diferencial se define como “la diferencia de presión entre la carga hidrostática de la columna
de fluido de perforación y la presión de la formación a una profundidad dada en el pozo la cual puede
ser positiva, cero o negativa con respecto a la carga hidrostática”;
Al mantener el pozo un nivel de fluidos abatido debido a la presión de yacimiento que es insuficiente
para soportar la columna de lodo de perforación hasta superficie, comparada con la presión hidrostática
generada al obturar el mecanismo interno de las herramientas y llenar el interior de la tubería de
perforación, se genera una presión que actúa sobre la cámara hidráulica que permite la activación del
mecanismo de anclaje y liberación del conjunto colgador – soltador, dicha presión ejerce en el
mecanismo interno un esfuerzo positivo sobre las “copas” las cuales se usan en el liner ranurado y un
esfuerzo negativo sobre el Rs pack off, posteriormente al probar la BL mediante la acción de llenar el
espacio anular se genera nuevamente un esfuerzo positivo sobre el Rs Packoff si es que ha sido
expulsado el asiento de canica por interior.
Dicho esfuerzo positivo actuando sobre los componentes descritos requiere un esfuerzo de tensión muy
significativo para sacar el soltador del conjunto colgador empacador, el cual puede estar limitado por el
margen de jalón de la tubería de perforación.
5 6
5
2013 2014 2015
Nú
mer
o d
e fa
llas
Periodo 2013 - 2015
7,02
0,00
0
6,2
40,0
00
696,
000
COSTO TOTAL: $ 13,956,000 dólares
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La imagen siguiente muestra los componentes del soltador que son sometidos a candado hidráulico.
2.- Terminaciones actuales en Ku Maloob Zaap.
Las operaciones de introducción de tuberías cortas de explotación con colgadores hidráulicos -
mecánicos se planean en función de tipo de técnica de producción deseada los cuales se enlistan a
continuación.
Terminación “tipo tanque”.- Se refiere a la introducción de un liner ranurado con zapata ciega
(estrictamente hermética, para evitar el flujo de agua) o tubo liso con accesorios flotadores
(requiere la introducción de un retenedor debido a que los elementos elastoméricos de los
accesorios flotadores se degradan con el tiempo al exponerse a hidrocarburos) que
posteriormente se dispara y cuyos orificios abarcan zona de aceite, requiriendo una
empacador con cola extendida cuyas ranuras estarán situadas por debajo de la sección abierta
del liner, lo más cercano a la zapata y la punta puede ser abierta por donde fluirá el aceite del
yacimiento al pozo. El agujero perforado atraviesa los contactos gas aceite y agua aceite.
Al atravesar el contacto agua aceite se disminuyen las caídas de presión y el tanque es
generado por la distancia de las secciones ranuradas de la cola y del liner.
Liner o tubería corta ranurada
Copas inferiores
Rs Pack off
Canica
Nivel de fluidos
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La gráfica muestra el tanque generado por la distancia de las secciones ranuradas entre el liner y la
cola del empacador.
Terminación con cola extendida o Yates.- Se refiere a la introducción de un liner ranurado
con zapata ciega o guía o liner liso con accesorios flotadores que posteriormente se dispara y
que requiere la posterior introducción de empacador con cola extendida cuyas ranuras estarán
estratégicamente alejadas del contacto gas aceite. La sección ranurada de liner reduce las
caídas de presión al crear un flujo continuo en toda la extensión del agujero descubierto o de la
sección ranurada disminuyendo la conificación del gas y agua.
Terminación tipo tanque
Contacto Gas - aceite
Contacto Agua - aceite
Ranuras de liner en sección de aceite
Zapata de liner estrictamente hermética
Ranuras de la cola en sección de aceite y extremo inferior de la cola ciega (abierta o
Tanque
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El diagrama muestra que la perforación del agujero no llega al contacto de agua, por lo que la zapata no
requiere que sea necesariamente ciega.
3.- Las técnicas de Terminación y su relación con el candado hidráulico.
Los ritmos de producción de los campos de Ku Maloob Zaap los cuales iniciaron hace más de 35 años
han depresionado los yacimientos en gran medida, los cuales pasaron los pozos de fluyentes a producir
con sistemas artificiales de producción como Bombeo neumático y Bombeo Electrocentrifugo. Con
presiones actuales de yacimiento de alrededor de 120 kg/cm² a 3000 mv, es insuficiente para mantener
una columna aceite en superficie y con un nivel alrededor de 1700 md con fluidos de perforación.
Al requerir tuberías cortas o liners para cumplir con los diseños planteados de explotación es necesario
determinar el tipo de colgador a utilizar debido a que estará expuesto a la condición de yacimiento antes
descrita de presión diferencial durante su anclaje y liberación por lo que es importante definir la
secuencia operativa y seleccionar correctamente los accesorios.
Cola extendida (Yates)
Contacto Gas - aceite
Contacto Agua - aceite
Ranuras de liner en sección de gas y aceite
Zapata de liner ciega, flotadora o guía
Ranuras de la cola en sección de aceite y extremo inferior de la cola ciega o abierta
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Estado mecánico ilustrando el nivel de fluido debido al yacimiento depresionado
Para la terminación tipo tanque y cola Yates se necesitan tuberías ranuradas que en cuyo caso
condicionarán el armado de conjunto colgador empacador.
Debido a las ranuras se utiliza un asiento de canica en el soltador que sirva de receptáculo para obturar
el interior de la tubería y poder generar la presión diferencial suficiente para efectuar inicialmente el
anclaje de la herramienta y su posterior liberación.
En el caso particular que el pozo atraviese casquete de gas como medida de mitigación de un posible
influjo de gas por el interior de la tubería de perforación se coloca una válvula de contrapresión que se
sitúa en el extremo inferior del soltador, de igual manera se colocan un conjunto de “copas” las cuales
son unos elastómeros que mantiene un sello entre el cuerpo del soltador y el conjunto colgador
empacador que una vez que la canica sella el interior estas permiten generar la activación del
mecanismo interno para anclar con el solo llenado del interior de la tubería de perforación, la presión
diferencial generada en este punto será la equivalente a la presión hidrostática del fluido con el que se
llenó la tubería calculada por encima de la profundidad del nivel de fluidos, la cual puede resultar
suficiente para liberar el soltador, en este punto habrá que corroborar la liberación levantando una
longitud que no exceda la longitud de salida de sellos RS de la herramienta, sin embargo el candado
hidráulico ha sido generado y actúa sobre las copas con un esfuerzo suficiente que impida la
verificación de la liberación y que confunda al operador si la herramienta está trabajando correctamente
o exista alguna obstrucción que impida el recorrido del soltador, dicho candado será eliminado
expulsando el asiento de canica y esperando que se abata el nivel por interior ecualizándolo con el
espacio anular, procediendo a repetir la verificación de liberación. También es posible tomar la decisión
de liberar mecánicamente por si el problema de liberación ocurre en el sistema de liberación hidráulica.
YACIMIENTO
𝒑𝑯 =densidad * profundidad/10 Pyac @ 3000 mv = 120 kg/cm² Densidad de lodo BD = 0.90 gr/cm³ Prof= Pyac * 10/densidad Prof= (120 kg/cm² * 10)/0.90 gr/cm³= 1333 mv Por lo tanto 3000 mv – 1333 mv = 1667 mv
Nivel de fluidos
Conjunto colgador
soltador de liner
Liner o tubería
corta ranurada
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Imágenes de las “Copas”.
Imágenes del Rs Pack off el cual tiene sellos internos y externos
.
Después de liberar se procede a empacar la boca liner y en este punto se tomara la desición de probar
la BL llenando el espacio anular para lo cual ahora se genera un candado hidráulico en las siguientes
condiciones:
Si se expulsó el asiento de canica la diferencial estará actuando sobre el Rs Packoff y será
equivalente a la presión hidrostática calculada al nivel de fluidos original y la única manera de
eliminarlo es trabajar la sarta con tensión y rotación hasta desgastar y hacer falla el sello interno
del mandril con el Rs Pack off lo cual puede llevar involucrar un tiempo significativo y riesgo de
deformación y ruptura de algún componente.
Si no se expulsó el asiento de canica al llenar el espacio anular estará ecualizada la presión en
el RS Packoff pero estará presente el candado hidráulico en la “copas” que se asume
permitieron verificar la liberación en el paso anterior pero que las mismas continuarán haciendo
un recorrido dentro del conjunto colgador con un esfuerzo tal que probablemente impidan la
salida eficiente del soltador, en este caso el expulsar el asiento abatirá el nivel por el interior
pero trasladará el candado hidráulico al RS.
En el caso de introducir tuberías cortas lisas con zapata y cople flotador además de cople de retención
el proceso para generar la presión diferencial suficiente para anclar, liberar el soltador será a través del
obturamiento del interior de la TP lanzando una canica hasta el cople de retención, el soltador no lleva
rá las “copas” y la cámara hidráulica es generada entre el RS packoff y el cople de retención. La presión
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diferencial actuará en forma ascendente sobre la parte inferior del RS lo cual ayuda a la salida del
soltador, si no es expulsado el asiento de canica es posible después de liberar la herramienta y
empacar la boca de liner de efectuar la prueba de BL llenando el espacio anular puesto que la presión
hidrostática será igual por interior y espacio anular y el candado hidráulico únicamente se generara
sobre el RS si la canica es expulsada.
La imagen muestra los componentes generales del conjunto colgador empacador y su herramienta de
servicio (soltador).
El procedimiento general de operación del colgador hidráulico mecánico llegando a la profundidad de anclaje: (En el caso de un liner ranurado o liso con nivel abatido):
• Lanzar canica para obturar el interior de la TP.* • Llenar por interior hasta generar una presión diferencial suficiente para anclar la herramienta. • Continuar generando la presión diferencial suficiente para soltar la herramienta. • Levantar el soltador hasta sacar los “perros” de asentamiento y empacar BL. • Levantar soltador a superficie.
* Para el liner ranurado el asiento de canica ocurre en el extremo inferior del soltador. Para el liner liso el asiento es en el cople de retención.
Liner o tubería corta ranurada
Copas inferiores
Rs Pack off
Canica
Nivel de fluidos
Cámara hidráulica Colgador
Empacador
Camisa C-2
Soltador
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La imagen muestra el candado hidráulico generado al llenar el pozo por interior para anclar y liberar el
soltador actuando sobre las “copas”.
La imagen muestra el candado hidráulico generado al llenar el pozo por E.A.
actuando sobre el Rs Pack off.
Liner o tubería corta ranurada
Copas inferiores
Rs Pack off
Canica
Columna de fluido por Tp.
Liner o tubería corta ranurada
Copas inferiores
Rs Pack off
Canica
Columna de fluido por
espacio anular.
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4.- Método alternativo de prueba de empacador de Boca de Liner administrando el
riesgo de dificultad de liberación pro candado hidráulico.
En el caso de que sea indispensable la prueba del empacador de boca de liner con tubo ranurado con
la finalidad de garantizar la hermeticidad y después de haber efectuado el anclaje y liberación de la
herramienta es recomendable expulsar el asiento de canica y proceder a empacar la BL, el nivel por
interior se habrá abatido, por consecuencia al llenar el espacio anular se generara el comentado
candado hidráulico en el Rs Pack off, sin embargo es posible disminuir el riesgo de sobre
tensionamientos de la sarta siguiendo los siguientes pasos.
• Considerar la diferencia de longitud para sacar los “perros” (Setting dog) y los sellos, cuya valor
es de aproximadamente 1 a 2 metros.
• Una vez sacando los “perros”, empacar BL.
• Continuar levantando la longitud suficiente pasa posicionar el mandril de menor diámetro hasta
aproximadamente 0.40 metros del Rs.
• Llenar E.A. y efectuar la prueba hidrostática.
• Levantar la sarta trabajándola lo suficiente hasta perder la hermeticidad de los sellos internos
del Rs.
El diagrama muestra la herramienta Rs Pack off y la longitud que se requiere levantar el mandril de
menor diámetro para trabajar la herramienta en una sección mas corta.
Longitud para sacar sellos 0.40 m
Mandril de menor
diámetro
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5.- Conclusiones
Es posible evaluar el riesgo de introducir liners lisos en sustitución del ranurado porque implican
realmente menos riesgos para la operación del soltador e incluso puede ser una ventaja operativa para
lograr que el tubo llegue a la profundidad deseada dado que existe la opción de colocar una zapata
rimadora y mantener el flujo en el extremo inferior logrando vencer resistencias en caso de presentarse,
en contraste con el liner ranurado que en caso de bombear durante la introducción el flujo ocurrirá en
las ranuras.
La planeación del trabajo es indispensable para el éxito de las operaciones de corrida de tuberías cortas o liners, la cual se logra visualizando las siguientes condiciones.
El objetivo por Tipo de terminación Tanque Cola Yates
Presión del Yacimiento
Antecedentes de la perforación de la etapa (Resistencias, atrapamientos, inestabilidad)
Armado del conjunto colgador soltador
Válvula de contrapresión en el soltador
Cantidad de pines para expulsar el asiento de canica
Ajuste de la presión de anclaje y liberación
Selección del mecanismo de liberación
Adicionalmente es de gran ayuda ajustar el procedimiento operativo para el anclaje, liberación y prueba
de BL para el pozo en particular.
Si se genera candado hidráulico después de anclar proceder a expulsar el asiento de canica es
recomendable no probar el empacador de BL llenando el espacio anular, una opción indirecta es
levantar el soltador un par de lingadas y observar el pozo para registrar alguna manifestación de gas,
sin embargo solo aplica para pozos que atravesaron el casquete.
Si es indispensable probar BL después de empacarla y no se expulsó el asiento es posible llenar
espacio anular y eliminar el candado en el Rs Pack off pero las copas se sacaran con sobre
tensionamiento ya que ahora el candado estará actuando sobre estas. Será crítico el margen al jalón
disponible de la TP.
Si el liner es liso se utiliza cople de retención y es posible después de efectuar el anclaje tomar la
decisión de no expulsar el asiento de canica, empacar la BL y probarla sin riesgo de candado hidráulico.
Para el presente año 2016 el seguir las recomendaciones para mitigar el candado hidráulico se ha
logrado mitigar el riesgo y no se reportan fallas en la operación del conjunto soltador con liners
ranurados y liso.
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Agradecimientos
Agradezco el apoyo de Petróleos Mexicanos por los recursos que ha invertido en mi desarrollo
profesional y la oportunidad y confianza de llevar a cabo la realización de ideas.
Al grupo de perforación y terminación de KU MALOOB ZAAP que incansablemente y con compromiso
continúan construyendo pozos altamente productivos.
A mis compañeros que me han compartido vivencias y experiencias que nos han hecho crecer humana
y profesionalmente. A nuestras familias que son el eje principal de nuestras vidas.
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Biografías
Juan Samuel Aco Ortega
Originario de Otumba Estado de México, con 35 años de edad y 10 años de antigüedad en Petróleos
Mexicanos. Ingeniero Petrolero egresado del Instituto Politécnico Nacional en 2004. Ingresó a Petróleos
Mexicanos el 25 de agosto de 2005. Ha laborado en la Unidad de Perforación Delta del Tonalá en el
área de operaciones de perforación, posteriormente en el Activo de Exploración de la Región Sur en el
departamento de Ingeniería de Pozos y a partir de año 2008 a 2016 en la Unidad de Perforación Ku
Maloob Zaap como ingeniero de pozo a bordo de instalaciones marinas y posteriormente como
Coordinador de Operaciones de Perforación y Reparación. Actualmente es integrante del Grupo
Multidisciplinario de atención a las plataformas Autoelevables YUNUEN – KUKULKAN como
Coordinador de Operaciones de la plataforma YUNUEN Equipo 1501. Pertenece al Colegio de
Ingenieros Petroleros de Mexico Sección Carmen.
Edgar Garcia Arriaga
Originario de la Ciudad de México, con 29 de años de edad y 2 años de antigüedad en Petróleos
Mexicanos. Ingeniero Petrolero egresado del Instituto Politécnico Nacional en 2013. Ha laborado en el
Activo de Producción Litoral de Tabasco como Inspector Técnico de Perforación así como en la Unidad
de Perforación Ku Maloob Zaap como Coordinador de Operaciones de Perforación. Actualmente
colabora en la coordinación y supervisión del equipo 4045 Zaap-E.