colgadores.pdf
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ESCUELA POLITCNICA NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERA EN GEOLOGA Y
PETRLEOS
ANLISIS TCNICO SOBRE LA APLICACIN DE COLGADORES
DE LINER EXPANDIBLES X-PAK UTILIZADOS EN POZOS
DIRECCIONALES PERFORADOS EN EL CAMPO X DEL DISTRITO
AMAZNICO
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIN DEL TTULO DE INGENIERA EN
PETRLEOS
MARA ELENA ROMERO BAYAS
DIRECTOR: ING. GUILLERMO ORTEGA V. MSc
Quito, Septiembre 2013
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II
DECLARACIN
Yo, Mara Elena Romero Bayas, declaro que el trabajo aqu descrito es de mi
autora; que no ha sido previamente presentado para ningn grado o calificacin
profesional; y, que he consultado las referencias bibliogrficas que se incluyen en
este documento.
La Escuela Politcnica Nacional puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, segn lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
Mara Elena Romero Bayas
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III
CERTIFICACIN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Mara Elena Romero Bayas,
bajo mi supervisin.
Ing. Guillermo Ortega V. MSc
DIRECTOR DEL PROYECTO
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IV
DEDICATORIA
El presente proyecto se lo dedico a mis Padres por todos los esfuerzos y sacrificios que realizaron para darme la oportunidad de ser alguien en la vida, por cada momento en el cual fueron ms que mis padres fueron mis amigos, por sus sabios concejos, por haberme dado valiosas enseanzas que me permiten ser cada da mejor, se los dedico a ustedes porque son mi soporte diario, mi anhelo de llegar a ser como ustedes, esas personas trabajadoras, fuertes y con convicciones inquebrantables, gracias porque han sido los mejores padres del mundo, los amo y los amar eternamente. A mis hermanas Cris y Gaby, hermano Israel y mi sobrina Aleja por formar parte de mi vida, porque tan solo con su presencia mi vida se llena de alegra, a ustedes porque Dios no me pudo haber dado un mejor regalo. A mi novio Lenin por estar siempre a mi lado, por haberme brindado todo su cario, apoyo y amor en los buenos y malos momentos, por ser esa persona en la cual encuentro mi dosis diaria de felicidad.
Mara Elena
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V
AGRADECIMIENTOS
En primer lugar agradezco a Dios por haberme permitido alcanzar este sueo, por caminar junto a m en todo momento y reconfortarme frente a cualquier adversidad.
A mis Padres, Wilson y Cecilia por su paciencia, apoyo y cario; porque sin ellos no hubiera sido posible llegar a este punto, gracias por sus palabras siempre tan acertadas y ese amor incondicional que siempre me han dado.
A mis hermanas Cris y Gaby y a mi hermano Israel por ser un pilar en mi vida, gracias por brindarme cada da su apoyo y carisma, as mismo le agradezco a mi sobrina Aleja porque aunque an no lo sabe lleg a darnos una alegra incontenible.
A Lenin por caminar junto a mi casi toda mi carrera universitaria, por todas las experiencias que hemos compartido, por brindarme su cario, apoyo y alegra en cada momento. Gracias amor por que cada da fuiste esa persona ideal para m. Te amo.
A mis tos y a mi abuelita por haberme recibido en su casa cuando ms lo necesitaba y permitirme formar parte de sus hogares, gracias a todos ellos por haber credo en m.
A mis amigos y amigas por todas las buenas experiencias que vivimos, y por formar parte de este logro.
Al Ingeniero Guillermo Ortega por el apoyo y la paciencia brindada durante el desarrollo de este proyecto.
A la empresa TIW de Venezuela Sucursal Ecuador por haberme dado la oportunidad de
desarrollar este proyecto, al Ing. James Bonilla, Ing. Pedro Orbe, al Tlg. Darwin Molina por haber compartido conmigo sus conocimientos y amistad. As mismo al personal administrativo con quienes compartimos buenos momentos.
Mara Elena
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VI
CONTENIDO
DECLARACIN ....................................................................................................................... II
CERTIFICACIN .................................................................................................................... III
DEDICATORIA ....................................................................................................................... IV
AGRADECIMIENTOS .............................................................................................................. V
CONTENIDO ........................................................................................................................... VI
NDICE DE FIGURAS ............................................................................................................ XII
NDICE DE TABLAS ............................................................................................................ XIV
NDICE DE GRFICAS ......................................................................................................... XV
NDICE DE ANEXOS ........................................................................................................... XVI
RESUMEN ............................................................................................................................ XVII
PRESENTACIN .................................................................................................................. XIX
CAPTULO I ...............................................................................................................................1
DESCRIPCIN DE LOS DIFERENTES TIPOS DE COLGADORES DE LINER UTILIZADOS EN EL DISTRITO AMAZNICO.....................................................................1
1.1. INTRODUCCIN ............................................................................................................1
1.2. ESQUEMA MECNICO GENERAL DE UN POZO ....................................................2
1.3. TUBERAS DE REVESTIMIENTO ...............................................................................2
1.4. FUNCIONES DE LAS TUBERAS DE REVESTIMIENTO .........................................4
1.5. TIPOS DE REVESTIDORES ..........................................................................................4
1.5.1. CASING CONDUCTOR ..........................................................................................4
1.5.2. CASING SUPERFICIAL .........................................................................................5
1.5.3. CASING INTERMEDIO ..........................................................................................5
1.5.4. CASING DE PRODUCCIN...................................................................................6
1.5.5. LINER .......................................................................................................................6
1.5.5.1. Tipos de Liner ...................................................................................................7
1.5.5.1.1. Liner Intermedio o de Perforacin .................................................................7
1.5.5.1.2. Liner de Produccin .......................................................................................7
1.5.5.1.3. Liner Tie-Back (Extensin Larga) .................................................................8
1.5.5.1.4. Liner Stub (Extensin Corta) .........................................................................8
1.5.5.1.5. Scab Liner ......................................................................................................8
1.6. CARACTERSTICAS DE LAS TUBERAS DE REVESTIMIENTO......................... 10
1.7. FUERZAS A LAS QUE EST SOMETIDO EL REVESTIDOR ................................ 11
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VII
1.7.1. COLAPSO .............................................................................................................. 11
1.7.2. ESTALLIDO ........................................................................................................... 12
1.7.3. TENSIN Y COMPRESIN ................................................................................. 12
1.8. QU ES UN COLGADOR DE LINER? ...................................................................... 13
1.9. TIPOS DE COLGADORES DE LINER ....................................................................... 13
1.9.1. COLGADORES DE LINER HIDRULICOS ...................................................... 14
1.9.1.1. Mecanismo de Asentamiento .......................................................................... 16
1.9.1.2. Ventajas y Desventajas.................................................................................... 16
1.9.2. COLGADORES DE LINER MECNICOS .......................................................... 17
1.9.2.1. Mecanismo de Asentamiento .......................................................................... 19
1.9.2.2. Ventajas y Desventajas.................................................................................... 20
1.9.3. COLGADORES DE LINER CON SISTEMA EXPANDIBLE ............................. 20
1.9.3.1. TIW X PAK Liner Hanger ............................................................................. 20
1.9.3.2. TIW X PAK Drill Down .................................................................................. 21
1.9.3.3. Mecanismo de Asentamiento .......................................................................... 22
1.9.3.4. Ventajas y Desventajas.................................................................................... 23
1.10. USO PORCENTUAL DE COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES Y CONVENCIONALES EN EL ECUADOR ............................................................................... 24
CAPTULO II ............................................................................................................................ 26
PROCESO DE ENSAMBLAJE E INSTALACIN DE COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES EN POZOS DE PRODUCCIN DE PETRLEO ....................................... 26
2.1. INTRODUCCIN .......................................................................................................... 26
2.2. TIPOS DE POZOS ......................................................................................................... 27
2.2.1. DIRECCIONALES ................................................................................................. 28
2.2.1.1. Tipo J ........................................................................................................... 28
2.2.1.2. Tipo S ........................................................................................................... 29
2.3. SELECCIN DE POZOS PARA LA UTILIZACIN DE COLGADORES CONVENCIONALES O EXPANDIBLES................................................................................ 32
2.3.1. USO DE LINERS .................................................................................................... 32
2.3.2. USO DE COLGADORES ....................................................................................... 34
2.3.3. CARACTERSTICAS DE LOS COLGADORES DE LINER .............................. 37
2.4. DESCRIPCIN DE LA CONFIGURACIN BSICA DE UN COLGADOR CON SISTEMA EXPANDIBLE ......................................................................................................... 37
2.4.1. HERRAMIENTA ................................................................................................... 39
2.4.1.1. Hydraulic Power Tool ..................................................................................... 39
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VIII
2.4.1.2. X-PAK Liner Setting Tool .............................................................................. 40
2.4.1.3. X-PAK Rotating Tool ...................................................................................... 40
2.4.2. SISTEMA X-PAK ................................................................................................... 42
2.4.2.1. TIW X-PAK Tie Back Expander .................................................................... 44
2.4.2.2. TIW X-PAK Liner Hanger/Packer................................................................. 44
2.4.2.3. TIW RPOB/ DPOB Sub .................................................................................. 45
2.4.2.4. TIW RP Spline Sub w/Spacer Sub.................................................................. 46
2.4.2.5. TIW Extension de Niple (2)............................................................................. 46
2.4.2.6. TIW Pump Down Plug .................................................................................... 47
2.4.2.7. TIW PDC Liner Wiper Plug ........................................................................... 47
2.5. PROCEDIMIENTO DE ENSAMBLAJE DE UN COLGADOR CON SISTEMA EXPANDIBLE ........................................................................................................................... 48
2.6. PRUEBAS DE LABORATORIO REALIZADAS AL COLGADOR ........................... 52
2.6.1. EQUIPOS UTILIZADOS ....................................................................................... 52
2.6.2. PROCEDIMIENTO DE LA PRUEBA .................................................................. 53
2.6.3. RESULTADOS DE LA PRUEBA .......................................................................... 54
2.6.4. PRUEBA DE PRESIN DE RENDIMIENTO AL 80% ....................................... 57
2.6.5. PRUEBA DE FONDO DE PRESIN AL 80% ..................................................... 57
2.6.6. PRUEBA DE PRESIN A 10000 PSI .................................................................... 58
2.6.7. CONCLUSIONES DE LAS PRUEBAS REALIZADAS ....................................... 60
2.7. INFORMACIN NECESARIA PARA CORRER UN COLGADOR CON SISTEMA EXPANDIBLE ........................................................................................................................... 61
2.8. ACCESORIOS UTILIZADOS DURANTE LA INSTALACIN DE UN COLGADOR CON SISTEMA EXPANDIBLE ............................................................................................... 71
2.8.1. LANDING COLLAR (COLLAR DE ACOPLAMIENTO)................................... 72
2.8.2. FLOAT COLLAR (COLLAR FLOTADOR) ........................................................ 72
2.8.3. SET SHOES (ZAPATO GUA) .............................................................................. 73
2.8.4. CENTRALIZADORES .......................................................................................... 74
2.8.5. RASPADORES ....................................................................................................... 75
2.9. CABEZAS DE CEMENTACIN .................................................................................. 75
2.9.1. CABEZA DE CEMENTACIN TIPO HEAVY DUTY ....................................... 75
2.9.2. CABEZA DE CEMENTACIN TIPO TOP DRIVE ............................................ 76
2.10. PROCEDIMIENTO DE INSTALACION DE UN COLGADOR CON SISTEMA EXPANDIBLE EN POZOS PARA LA PRODUCCIN DE PETRLEO ............................. 78
2.10.1. PROCEDIMEINTO DE INSTALACIN ............................................................. 78
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IX
2.10.2. FENMENO DE LA EXPANSIN....................................................................... 83
2.10.2.1. Trabajo en Fro ............................................................................................... 84
2.10.3. FUERZAS A LAS QUE EST SOMETIDO EL COLGADOR DURANTE LA INSTALACIN ..................................................................................................................... 86
2.10.3.1. Colapso ............................................................................................................ 87
2.10.3.2. Estallido ........................................................................................................... 87
2.10.3.3. Tensin ............................................................................................................ 88
CAPTULO III .......................................................................................................................... 89
ANLISIS TCNICO DE LOS COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES UTILIZADOS EN EL CAMPO X DEL DISTRITO AMAZNICO ................................................................ 89
3.1. INTRODUCCIN .......................................................................................................... 89
3.2. PROBLEMAS ENCONTRADOS DURANTE LA CORRIDA DEL LINER............... 90
3.2.1. PROBLEMAS OCASIONADOS POR LOS PARMETROS DE CORRIDA .... 90
3.2.1.1. Pega de Tubera............................................................................................... 90
3.2.2. PROBLEMAS REFERENTES A LA HERRAMIENTA EXPANDIBLE ............ 93
3.2.2.1. Asentamiento Prematuro del Colgador .......................................................... 93
3.2.2.2. Liberacin Accidental del Conjunto Liner-Colgador .................................... 94
3.2.2.3. Otros Problemas .............................................................................................. 95
3.3. PROBLEMAS SUSCITADOS DURANTE EL ASENTAMIENTO DEL EQUIPO EXPANDIBLE ........................................................................................................................... 96
3.3.1. NO ACOPLAMIENTO DE TAPONES EN EL LANDING COLLAR ................ 96
3.3.2. FALLA DEL EQUIPO DE FLOTACION Y/O TAPONES .................................. 96
3.3.3. REDUCCIN DE LA EFICIENCIA DEL COLGADOR ..................................... 97
3.4. PROBLEMAS ENCONTRADOS EN EL TOPE DEL LINER (DURANTE LA CORRIDA DE LA COMPLETACIN) ................................................................................... 97
3.4.1. SISTEMA 2T XPATCH ......................................................................................... 98
3.5. ANLISIS DE LOS COLGADORES UTILIZADOS EN POZOS PARA PRODUCCIN DE PETRLEO PERFORADOS EN UN CAMPO DEL ORIENTE ECUATORIANO ....................................................................................................................... 99
3.5.1. CARACTERSTICAS DE LOS POZOS CORRIDOS POR TIW ECUADOR .. 100
3.5.2. CARACTERSTICAS DE LOS TUBULARES INVOLUCRADOS................... 100
3.5.3. CARACTERISTICAS DE LOS ACCESORIOS UTILIZADOS ........................ 100
3.6. ANLISIS DE LAS OPERACIONES REALIZADAS EN EL POZO ....................... 106
3.6.1. POZO TIW 1-1 ..................................................................................................... 106
3.6.2. POZO TIW 2-1 ..................................................................................................... 108
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X
3.6.3. POZO TIW 3-1 ..................................................................................................... 110
3.6.4. POZO TIW 4-1 ..................................................................................................... 112
3.6.5. POZO TIW 5-1 ..................................................................................................... 114
3.6.6. POZO TIW 1-2 ..................................................................................................... 115
3.6.7. POZO TIW 2-2 ..................................................................................................... 117
3.6.8. POZO TIW 3-2 ..................................................................................................... 119
3.6.9. POZO TIW 4-2 ..................................................................................................... 121
3.6.10. POZO TIW 5-2 ..................................................................................................... 122
3.6.11. POZO TIW 6-2 ..................................................................................................... 124
3.6.12. POZO TIW 7-2 ..................................................................................................... 126
3.7. TIEMPO REAL vs TIEMPO IDEAL DE OPERACIN ........................................... 128
3.8. TIEMPO REAL vs TIEMPO IDEAL PARA ALCANZAR LAS FORMACIONES DE INTERS ................................................................................................................................. 129
3.9. EFICIENCIA DE LA OPERACIN ........................................................................... 133
3.9.1. OPERACIN CULMINADA EN EL TIEMPO ESTIMADO ............................ 133
3.9.2. OBJETIVO PLANEADO ..................................................................................... 135
3.9.3. FUNCIONAMIENTO DEL EQUIPO DE FLOTACIN ................................... 137
3.9.4. TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO EN EL TOPE DEL LINER .... 137
3.10. EFICIENCIA DE LA HERRAMIENTA ................................................................. 137
3.10.1. COMPORTAMIENTO DE LAS PRESIONES DE LOS ACCESORIOS DURANTE LA CEMENTACIN ....................................................................................... 140
3.10.2. COMPORTAMIENTO DE LAS PRESIONES DEL X-PAK HANGER/PACKER DURANTE EL ASENTAMIENTO ..................................................................................... 142
CAPTULO IV ......................................................................................................................... 144
PROPUESTA DE SOLUCIONES INTEGRALES PARA EL USO DE COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES X-PAK ............................................................................................. 144
4.1. INTRODUCCIN ........................................................................................................ 144
4.2. SOLUCIONES A LOS PROBLEMAS ENCONTRADOS DURANTE LA CORRIDA DEL X-PAK HANGER/PACKER .......................................................................................... 145
4.2.1. PUNTOS DE APOYO .......................................................................................... 145
4.2.2. PRESIONES INESTABLES EN HOYO ABIERTO ........................................... 146
4.2.3. PRDIDA DE CIRCULACIN........................................................................... 146
4.2.4. PEGA DIFERENCIAL ......................................................................................... 148
4.2.5. PESOS DE SARTA VARIANTE ......................................................................... 149
4.2.6. PROBLEMAS EN LA HERRAMIENTA Y ACCESORIOS .............................. 150
-
XI
4.2.6.1. Herramienta Pescada Anticipadamente ....................................................... 150
4.2.6.2. Falla en la Liberacin Primaria .................................................................... 151
4.2.6.3. Liqueo en la Cabeza de Cementacin ........................................................... 151
4.2.7. PROBLEMAS CAUSADOS POR DESCUIDO HUMANO ................................ 152
4.3. RESUMEN DE LOS PROBLEMAS SUSCITADOS DURANTE LA INSTALACIN DEL X-PAK Y SUS SOLUCIONES PROPUESTAS ............................................................. 152
4.4. PROPUESTA DE UN PROCEDIMIENTO MS ADECUADO DE CORRIDA E INSTALACIN DE COLGADORES DE LINER CON TECNOLOGA EXPANDIBLE ... 154
CAPTULO V .......................................................................................................................... 155
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................................... 155
5.1. CONCLUSIONES .................................................................................................... 155
5.2. RECOMENDACIONES ........................................................................................... 158
REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS .................................................................................... 159
ANEXOS .................................................................................................................................. 161
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XII
NDICE DE FIGURAS
Figura 1.1. Esquema Mecnico del Pozo ............................................................... 3
Figura 1.2. Tipos de Liner....................................................................................... 9
Figura 1.3. IB-TC-R-RRP Hydro Hanger .............................................................. 14
Figura 1.4. IB-R Hydro Hanger ............................................................................. 15
Figura 1.5. IB-TC-DD Hydro Hanger .................................................................... 15
Figura 1.6. Colgador Tipo J ................................................................................ 17 Figura 1.7.Colgador Tipo EJP ............................................................................ 18 Figura 1.8. Colgador EJ-IB ................................................................................. 18 Figura 1.9. Colgador Tipo EJ-IB-TC ................................................................... 19 Figura 1.10. TIW X-PAK Liner Hanger ................................................................. 21
Figura 1.11. TIW X-PAK Drill Down ...................................................................... 22
Figura 2.1.Tipos de Pozos.................................................................................... 28
Figura 2.2. Pozo Tipo J o Slant ....................................................................... 29 Figura 2.3. Pozo Tipo S ..................................................................................... 31 Figura 2.4. Pozo Horizontal .................................................................................. 32
Figura 2.5. Power Tool ......................................................................................... 39
Figura 2.6. Sistema de Liberacin ........................................................................ 40
Figura 2.7. Sistema Rp Profile Sub Y Rp Dogs .................................................... 41
Figura 2.8. Anillo de Corte (Shear Ring)............................................................... 42
Figura 2.9. X-PAK Multi-Pistn Setting Tool ......................................................... 43
Figura 2.10. TIW Tie Back Expander ................................................................... 44
Figura 2.11. TIW X-PAK Liner Hanger/Packer ..................................................... 44
Figura 2.12. Ensamble de la Unidad de Sellos ..................................................... 45
Figura 2.13. Obturadores ..................................................................................... 46
Figura 2.14. Extensin Nipple .............................................................................. 47
Figura 2.15. TIW PDP .......................................................................................... 47
Figura 2.16. TIW LWP .......................................................................................... 48
Figura 2.17. Prueba de Presin con la Direccin de la Fuerza Indicada .............. 57
Figura 2.18. Collar de Asentamiento Tipo L ....................................................... 72 Figura 2.19. Collar de Flotacin Tipo L Y CL ................................................... 73
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XIII
Figura 2.20. Zapata Flotadora Tipo LS-2 Y Zapata Doble Vlvula Flotadora Tipo
226 Con Orificios Laterales .................................................................................. 74
Figura 2.21. Centralizador .................................................................................... 75
Figura 2.22. Cabeza de Cementacin Tipo Heavy Duty....................................... 76
Figura 2.23. Cabeza de Cementacin Tipo Top Drive.......................................... 77
Figura 2.24. Tubular Expandible .......................................................................... 83
Figura 2.25. Sistemas de Expansin .................................................................... 84
Figura 2.26. Proceso de Expansin del Colgador X-PAK..................................... 86
Figura 3.1 Sistema 2T XPATCH ........................................................................... 98
Figura 3.2. Zapata Obstruida Por Arena..............................................................124
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XIV
NDICE DE TABLAS
Tabla 2.1. Parmetros para la Seleccin de Colgadores Convencionales o
Expandibles .......................................................................................................... 35
Tabla 2.2. Caractersticas de los Colgadores de Liner ......................................... 38
Tabla 2.3. OD del Casing Antes y Despus de la Expansin Medido a 0 ........... 55
Tabla 2.4. OD del Casing Antes y Despus de la Expansin Medido a 90 ......... 55
Tabla 2.5. Ejemplo de un Tally ............................................................................. 62
Tabla 3.1. Muestra de los Pozos Corridos por TIW ECUADOR ........................... 99
Tabla 3.2. Caractersticas de los Pozos Corridos por TIW ..................................101
Tabla 3.3. Caractersticas del Drill Pipe...............................................................102
Tabla 3.4.Caractersticas del HWDP ...................................................................102
Tabla 3.5. Caractersticas del Liner .....................................................................103
Tabla 3.6. Caractersticas de TR de 9 5/8 ..........................................................104 Tabla 3.7. Caractersticas del Equipo de Flotacin Utilizado ...............................104
Tabla 3.8. Caractersticas de los Centralizadores Utilizados ...............................105
Tabla 3.9. Tiempo Real vs Tiempo Ideal de Operacin ......................................128
Tabla 3.10. Tiempo Real vs Tiempo Ideal Hasta Alcanzar las Formaciones de
Inters y Finalizar la Operacin ...........................................................................130
Tabla 3.11Tiempo Adicional Respecto al Tiempo Ideal de Operacin ................134
Tabla 3.12. Objetivo Planeado ............................................................................135
Tabla 3.13. Porcentaje de Eficiencia del X-PAK Hanger/Packer .........................139
Tabla 3.14. Comportamiento de las Presiones de los Accesorios Durante la
Cementacin .......................................................................................................140
Tabla 3.15. Comportamiento de las Presiones durante el Asentamiento ............142
Tabla 4.1. Resumen de los Problemas Suscitados Durante la Corrida del Colgador
............................................................................................................................153
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XV
NDICE DE GRFICAS
Grfico 1.1. Evolucin del uso de Colgadores de Liner por ao de acuerdo a la
Compaa TIW ECUADOR .................................................................................. 24
Grfico 1.2. Coladores del Liner usados hasta el ao 2012 de acuerdo a la
Compaa TIW ECUADOR .................................................................................. 25
Grfico 2.1. Fuerza vs Tiempo ............................................................................. 54
Grfico 2.2. Variaciones del Expansor Despus del anclado ............................... 56
Grfico 2.3. Prueba de Presin Mxima ............................................................... 58
Grfico 2.4. Prueba de Fondo de Presin ............................................................ 59
Grfico 2.5. Prueba de Presin a 10000 psi ......................................................... 59
Grfico 2.6. Esfuerzo vs Deformacin del Acero .................................................. 85
Grfico 3.1. Presin vs Caudal Durante la Cementacin-Pozo TIW 1-1 .............107
Grfico 3.2. Presin vs Caudal Durante la Cementacin-Pozo TIW 2-1 .............109
Grfico 3.3. Presin vs Caudal Durante la Cementacin-Pozo TIW 3-1 .............111
Grfico 3.4. Presin vs Caudal Durante la Cementacin-Pozo TIW 4-1 .............113
Grfico 3.5. Presin vs Caudal Durante la Cementacin-Pozo TIW 5-1 .............114
Grfico 3.6. Presin vs Caudal Durante la Cementacin-Pozo TIW 1-2 .............116
Grfico 3.7. Presin vs Caudal Durante la Cementacin-Pozo TIW 2-2 .............118
Grfico 3.8. Presin vs Caudal Durante la Cementacin-Pozo TIW 3-2 .............120
Grfico 3.9. Presin vs Caudal Durante la Cementacin-Pozo TIW 4-2 .............121
Grfico 3.10. Presin vs Caudal Durante la Cementacin-Pozo TIW 5-2 ...........123
Grfico 3.11. Presin vs Caudal Durante la Cementacin-Pozo TIW 6-2 ...........125
Grfico 3.12. Presin vs Caudal Durante la Cementacin-Pozo TIW 7-2 ...........127
Grfico 3.13. Tiempo de Operacin Real vs Ideal ...............................................130
Grfico 3.14. Tiempo Real vs Tiempo Ideal Hasta Alcanzar las Formaciones de
Inters .................................................................................................................131
Grfico 3.15. Tiempo Real vs Tiempo Ideal Despus de Alcanzar las Formaciones
de Inters ............................................................................................................132
Grfico 3.16. Tiempo Adicional Respecto al Tiempo Ideal de Operacin............135
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XVI
NDICE DE ANEXOS
ANEXO 2.1. ESQUEMA DE LAS PARTES DE LA HERRAMIENTA ...................162
ANEXO 2.2. CALIBRACIN DE LOS EQUIPOS ................................................163
ANEXO 2.3. ESQUEMA DEL ENSAMBLAJE DEL POWER TOOL ....................167
ANEXO 3.1. EJEMPLO DE CLCULO DEL TIEMPO DE OPERACIN IDEAL
PARA EL POZO TIW 1-1 ...............................................................................168
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XVII
RESUMEN
El uso de liners para la terminacin de pozos para la produccin de petrleo se ha
vuelto comn desde hace mucho tiempo, principalmente gracias al ahorro que
representa en el costo total de la perforacin. Para este fin se han utilizado
colgadores de liner del tipo convencional y expandibles, en los cuales se han
suscitado serios problemas durante su instalacin; Por ello el objetivo del
presente proyecto es analizar dichos problemas de manera concisa para proponer
soluciones integrales, reduciendo la probabilidad de incurrir en los mismos en
futuras instalaciones; centrando el objeto de estudio solamente al uso de
colgadores de liner con sistema expandible ya que su uso se ha incrementado
vertiginosamente en los ltimos aos.
En el primer captulo se realiza una breve descripcin de los colgadores de liner
tanto convencionales como expandibles y de la evolucin en su uso a travs de
los aos. Adems de una descripcin general de los tubulares involucrados en el
proceso de instalacin de un colgador y de las fuerzas a las que se someten. Se
presenta el esquema general de un pozo y los diferentes tipos de liners que
pueden formar parte de este a travs de la vida de mismo.
En el segundo captulo se realiza una descripcin detallada del equipo expandible
que consta de la herramienta y el sistema X-PAK, de su ensamblaje e instalacin
en un pozo, como tambin un anlisis de los tipos de pozos en los cuales es
posible correr de manera eficiente este tipo de colgador. As mismo se realiza una
comparacin entre los colgadores convencionales y expandibles evidencindose
las ventajas y desventajas en cada uno de ellos en diferentes condiciones de
operacin.
El tercer captulo hace referencia a los problemas de carcter operacional y
humano que se han suscitado durante la corrida del liner en la muestra analizada.
Se realiza un resumen del proceso de instalacin del colgador expandible en cada
pozo seleccionado, observndose detalladamente el comportamiento de las
-
XVIII
presiones durante su cementacin y la expansin del hanger. Este captulo se
centra principalmente en el anlisis del tiempo extra sumado al tiempo ideal de
operacin calculado para la instalacin del hanger para cada pozo, es decir al
tiempo adicional sumado al tiempo ideal de operacin debido a los problemas
suscitados en la instalacin. Igualmente se realiza un estudio para determinar la
eficiencia de las operaciones y del sistema X-PAK Hanger/Packer, con un
resultado de 98,1%. Este estudio se realiz mediante la cuantificacin de los
objetivos alcanzados de manera eficaz y eficiente durante la operacin en cada
pozo de estudio.
El cuarto captulo brinda soluciones integrales a los problemas analizados
anteriormente con el fin de disminuir su incidencia. En base al anlisis de dichos
problemas se propone un nuevo proceso de instalacin de colgadores de liner con
sistema expandible.
En el quinto captulo se exponen las principales conclusiones a las que se
llegaron al finalizar el proyecto y sus respectivas recomendaciones.
-
XIX
PRESENTACIN
La empresa TIW de Venezuela Sucursal Ecuador inici sus operaciones en el
pas en el ao de 1999 con la utilizacin total de colgadores de liner
convencionales, a partir del ao 2006 comienza a utilizarse colgadores de liner
con tecnologa expandible rezagando poco a poco el uso de colgadores
convencionales, hasta que en la actualidad se cubre casi en su totalidad los
trabajos con esta tecnologa.
A travs de los aos se ha observado que durante la instalacin de colgadores de
liner con sistema expandible se presentan problemas recurrentes que afectan el
tiempo de operacin estimado, lo cual se traduce en un aumento en el costo total
de la perforacin. Estos problemas en ocasiones podran desembocar en la
prdida parcial o total del pozo lo cual sera catastrfico para la empresa
operadora.
Debido a las consecuencias causadas por el mal manejo de las herramientas y el
proceso de instalacin, se ha presentado la imperante necesidad de realizar un
estudio de las operaciones seguidas en el pozo, esto con el fin de determinar el o
los puntos donde la operacin se torna problemtica. Por ello el objeto de estudio
del presente proyecto es precisamente determinar mediante un anlisis minucioso
las causas y consecuencias producidas cuando uno o ms parmetros de la
operacin son omitidos o en su defecto cuando uno o ms pasos durante el
ensamblaje y traslado del equipo son mal ejecutados.
De la misma manera en base a los problemas analizados se presentan soluciones
integrales que permiten reducir sustancialmente la incidencia en dichos
problemas; soluciones que se aplican durante la perforacin del hoyo, ensamblaje
del sistema X-PAK Hanger/Packer, el traslado del equipo al pozo, y la instalacin
del mismo. Como tambin se sugiere un proceso nuevo de instalacin basndose
en el existente.
-
1
CAPTULO I
DESCRIPCIN DE LOS DIFERENTES TIPOS DE
COLGADORES DE LINER UTILIZADOS EN EL
DISTRITO AMAZNICO
1.1. INTRODUCCIN
La perforacin de un pozo para la produccin de petrleo involucra un sinnmero
de factores que representan una inversin significativa para el pas. Por ello se
hace necesario un anlisis detallado de dichos factores que se traducen en
operaciones realizadas en el pozo, que pueden beneficiar o perjudicar al tiempo
aceptable de perforacin del mismo aumentando o reduciendo su costo, estos
tiempos dependen de la eficiencia de dichas operaciones y los equipos utilizados.
El presente proyecto se enfocar solamente en el anlisis de las operaciones
llevadas a cabo en la seccin de produccin y los equipos utilizados, refirindose
especficamente a la corrida de la Tubera de Revestimiento y el asentamiento del
colgador. A travs del desarrollo de la industria hidrocarburfera en nuestro pas,
se ha evidenciado que durante la etapa de perforacin y terminacin del pozo han
ocurrido problemas que en algunas ocasiones desembocaron en la prdida del
mismo y por ende en un gasto adicional innecesario para el Estado. Es por esto
que el objetivo de este captulo es presentar los conceptos bsicos necesarios
para correr una tubera de revestimiento y asentar un colgador de liner
eficientemente reduciendo al mximo las probabilidades de cometer errores; as
mismo exponer las tecnologas de colgadores de liner que han quedado en el
pasado (Colgadores con tecnologa convencional) y las nuevas tecnologas
(Colgadores con sistema expandible) desarrolladas para optimizar los tiempos de
operacin en el pozo.
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2
1.2. ESQUEMA MECNICO GENERAL DE UN POZO
El esquema mecnico de un pozo es diseado telescpicamente a fin de
optimizar las operaciones de perforacin, completacin y reacondicionamiento;
facilitando la introduccin de los diferentes tipos de equipos y herramientas, esto
refirindose a la etapa de construccin del pozo en s.
Con respecto a la optimizacin de la produccin de los fluidos provenientes del
yacimiento, la principal razn de colocar una tubera de revestimiento, es aislar
zonas de inters de zonas no deseadas como acuferos, yacimientos de gas,
reservorios con hidrocarburos de diferente grado API; Igualmente proporciona
proteccin al hoyo en una forma segura, confiable y econmica durante toda la
vida del pozo. Este diseo particular permite adems ingresar e instalar en el
pozo los equipos destinados para la produccin de forma econmicamente
rentable.
1.3. TUBERAS DE REVESTIMIENTO
Los revestidores o casing son secciones de tuberas de acero roscadas o
soldadas entre s, formando un conducto de dimetros definidos desde la
profundidad del yacimiento hasta la superficie.
Las caractersticas de la tubera varan dependiendo la seccin a completar,
caractersticas como dimetro exterior, peso, grado de dureza, conexin, longitud.
Generalmente el diseo de la tubera de revestimiento para un pozo es de la
siguiente manera: (Ver Figura 1.1)
Casing Conductor
Casing Superficial
Casing Intermedio
Casing de Produccin
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3
Figura 1.1. Esquema Mecnico del Pozo
Realizado Por: Mara Elena Romero B
400
Conductor
Superficial
Liner
Liner
Tubera de Produccin
Punzados
TD
Liner Hanger
LinerHanger
Superficial
Intermedio
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4
1.4. FUNCIONES DE LAS TUBERAS DE REVESTIMIENTO
Los revestidores antes mencionados cumple cada uno con ciertas funciones
especiales para las que fueron diseados, pero de manera general los
revestidores deben cumplir con las siguientes funciones:
Controlar la presin durante la perforacin
Estabilizar las paredes del pozo y proveer un soporte para formaciones
dbiles, vulnerables o fracturadas
Soportar la presin hidrosttica ejercida por el lodo para perforar la
siguiente seccin
Soportar la mxima presin ejercida sobre el casing cuando circula un
influjo de gas desde el fondo (Siguiente seccin del pozo)
Medio para fijar el BOP o Cabezal del pozo (rbol de navidad)
Sistema de aislamiento para evitar la contaminacin de fuentes de agua
fresca subterrnea
Aislar zonas problemticas
Facilitar el ingreso de herramientas de prueba, completacin y produccin
1.5. TIPOS DE REVESTIDORES
1.5.1. CASING CONDUCTOR
El casing conductor es la primera seccin de la sarta de completacin de un pozo,
su profundidad oscila entre 180 y 300 pies de profundidad dependiendo de las
condiciones geolgicas del terreno perforado, su dimetro exterior es de 20" - 30"
y se cementa hasta la superficie o en su defecto va hincado por medio de un
martillo. Posee un desviador de flujo (diverter) para el manejo de fluido
proveniente de la formacin. Tiene las siguientes funciones:
Evitar el derrumbe de formaciones no consolidadas (Conglomerados)
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5
Aislar zonas de aguas dulce superficiales para evitar su contaminacin por
el fluido de perforacin
Proveer proteccin contra flujos de gas superficiales
Proveer un circuito para el fluido de perforacin proveniente del pozo
1.5.2. CASING SUPERFICIAL
El zapato de esta tubera generalmente va asentada a una profundidad de entre
4900 y 6050 pies, su dimetro exterior vara entre 13 3/8" y 20". El casing
superficial va cementado hasta la superficie y sirve para instalar el BOP (Blow Out
Prevention System). Dependiendo del diseo del perfil del pozo se empieza a
construir la seccin inclinada en pozos desviados. Sus funciones son:
Impedir el desmoronamiento de formaciones dbiles pocos profundas
Aislar zonas problemticas como: areniscas, acuferos, zonas de
hidrocarburos superficiales, zonas de prdida de circulacin.
1.5.3. CASING INTERMEDIO
La profundidad de asentamiento de este casing es variable (Entre 8700 y 9200
pies). El dimetro exterior de la tubera es de 9 5/8" 13 3/8". Este puede ser
cementado hasta superficie o parcialmente. Este casing tiene como objetivo:
Ser asentada arriba de zonas sobrepresionadas o para sellar zonas de
prdida de circulacin
Proteger formaciones como: Domos salinos o arcillas desmoronables (que
hacen que el tamao del hoyo aumente)
Evitar la migracin de fluidos contaminantes provenientes de las
formaciones que alteran las propiedades del fluido de perforacin
La buena cementacin evita la comunicacin entre zonas hidrocauburferas
de baja presin y formaciones de agua superiores
Permite el uso de fluidos de perforacin de baja densidad que no dae las
zonas de inters
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1.5.4. CASING DE PRODUCCIN
Es el ltimo tubular colocado dentro del pozo (A una profundidad entre 10000 y
ms de 11000 pies). El dimetro exterior de esta tubera comnmente es de 3" -
7", y depende de entre otros factores de la taza de produccin esperada por da,
cuanto mayor sea la taza esperada mayor ser el dimetro interior de la tubera.
La profundidad de asentamiento del zapato de este casing es hasta la
profundidad total programada (hasta alcanzar las zonas de inters). Puede ser
cementado hasta la superficie o parcialmente esto depende de las condiciones
tcnicas del pozo. Su funcin es:
Aislar formaciones productoras o permitir la produccin de diferentes zonas
simultneamente de manera individual
Evitar la comunicacin entre zonas productoras o acuferos
Soportar la mxima presin del reservorio productor
Poseer resistencia a ambientes corrosivos y abrasivos
Proteger el Tubing
Proveer un espacio fsico para el asentamiento de equipos para la
produccin del pozo
Proteger los elementos y equipos de levantamiento artificial
1.5.5. LINER
Cumple con las mismas funciones y caractersticas del casing de produccin, la
diferencia fundamental radica en que esta tubera no se extiende hasta la
superficie sino que se sostiene dentro del casing anterior, generalmente dentro
del casing intermedio a travs de un packer. La mayor ventaja de utilizar liners es
la reduccin en el costo y tiempo ya que se utiliza menos tubera. Adems de ello
presenta la facilidad de extender la tubera sobre la profundidad de asentamiento
del colgador de liner o hasta la superficie por medio de una herramienta conocida
como Tie-back a efectos de remediacin del casing anterior, entre otros. Esta tubera es cementada totalmente cubriendo el hueco abierto.
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7
El objetivo de ir colocando diferentes tipos de casing durante la perforacin es ir
aislando zonas altamente presurizadas existentes a diferentes profundidades,
formaciones no consolidadas, zonas con alta presencia de arcilla, en donde es
necesario cambiar los parmetros de la perforacin, como tipo de fluido de
perforacin utilizado, tipo de broca, rata de perforacin, etc, y as poder continuar
con la perforacin hasta la profundidad planificada.
1.5.5.1. Tipos de Liner
Liner intermedio o de perforacin
Liner de Produccin
Liner Tie-back (Extensin larga)
Liner Stub (Extensin corta)
Scab liner
1.5.5.1.1. Liner Intermedio o de Perforacin
Esta tubera proporciona la misma proteccin del revestidor intermedio, pero no
se extiende hasta la superficie sino que se sostiene en la tubera de revestimiento
superficial. El objetivo de colocar esta tubera es evitar la prdida de circulacin
cuando se requieren altos pesos del lodo, aislar zonas de altas presiones, zonas
de derrumbes o formaciones plsticas. Este liner se cementa en su totalidad y
mejora la hidrulica de perforacin permitiendo el uso de una sarta de perforacin
de mayor dimetro evitando la cada de presin en el anular, ya que el corte
transversal en el tope del liner mejora.
1.5.5.1.2. Liner de Produccin
Es utilizado para completar zonas de produccin, en donde es necesario utilizar
un lodo no pesado que no dae a la formacin en comparacin al lodo utilizado
para formaciones ms someras. Este liner estar expuesto a una gran carga
durante toda la vida del pozo. Se cuelga dentro del revestimiento anterior, pero
puede ser extendido a la superficie de ser necesario.
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1.5.5.1.3. Liner Tie-Back (Extensin Larga)
Es una extensin de tubera que se instala desde el tope del liner hasta la
superficie mediante una conexin especial, con el fin de reforzar la tubera de
produccin por efecto de altas presiones, corrosin, entre otros, incrementando la
resistencia al colapso del casing existente. Se utiliza para corregir desgastes de
los revestimientos superiores al liner, puede ser cementado en dos etapas.
1.5.5.1.4. Liner Stub (Extensin Corta)
Al igual que la extensin larga sirve para reparar secciones daadas de un
revestimiento que se encuentre sobre el liner, daos ocasionados por la corrosin
o por presin, o para reforzar el revestimiento. El Liner Stub se ubica desde el
tope del liner hasta un punto en el revestimiento anterior, generalmente hasta
unos 500 pies, en un punto intermedio del casing. Puede o no ser cementada.
1.5.5.1.5. Scab Liner
Sirve para reparar partes de tubera daadas del liner o un revestidor. Se ubica
desde un punto debajo de la parte daada hasta un punto arriba de la seccin a
reparar, se sujeta al liner o revestidor mediante packers que se anclan con
distintos mecanismos. Puede o no ser cementado, o cementado parcialmente.
Los tipos de liner mencionados se pueden apreciar en la Figura 1.2.
1.5.5.2. Ventajas de Utilizar Liner
Existen muchas ventajas de utilizar liners para la completacin de un pozo
respecto a una tubera de revestimiento que llega hasta la superficie, entre las
cuales podemos mencionar:
Asla zonas de alta o baja presin y zonas de prdida, para continuar
perforando el pozo con fluidos de alta o baja densidad, o terminarlo.
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9
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-
10
Ahorro de tiempo durante la instalacin del liner, ya que una vez conectada
la cantidad requerida de tubera para cubrir el hueco abierto, esta se baja
en el pozo mediante la tubera de perforacin
Ayuda a cubrir el desgaste causado en el revestimiento anterior al liner,
debido a la cementacin del mismo y su perforacin, para continuar con la
construccin del pozo, por ello el liner se ancla alrededor de unos 200 pies
ms arriba del zapato del revestidor anterior
Ahorro de volmenes de lechada de cemento pues el liner no se cementa
hasta la superficie, lo cual se traduce en ahorro de tiempo y dinero
Auxilia en la hidrulica durante la perforacin al permitir utilizar tuberas de
mayor dimetro, mejora las prdidas de presin por friccin en la tubera de
perforacin durante la profundizacin del pozo, pudiendo alcanzarse
mayores profundidades con sartas ms resistentes
Se reduce los costos en tubera, ya que el liner solo se extiende sobre el
hueco abierto
Se evita dejar fluido de perforacin detrs del revestidor lo cual es un
potencial peligro de colapso del casing
Se reduce el peso soportado por el cabezal de produccin
Permite utilizar revestidores de mayores dimetros en el fondo del pozo
Repara daos en revestidores intermedios de forma rpida, segura y
econmica
1.6. CARACTERSTICAS DE LAS TUBERAS DE
REVESTIMIENTO
Es de gran importancia conocer las caractersticas de la tubera de revestimiento
que se encuentra en el pozo y de la TR corta a ser corrida, a fin de realizar un
correcto asentamiento del colgador evitando daos a los mismos. Dichas
caractersticas son mencionadas a continuacin:
Dimetro Nominal
Peso nominal
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Grado
Drift
Conexin o junta
Longitud de la Junta
1.7. FUERZAS A LAS QUE EST SOMETIDO EL REVESTIDOR
Es primordial conocer las fuerzas a las que se someten las tuberas de
revestimiento durante las operaciones en el pozo, para de esta manera evitar
daarlas. Las fuerzas a las que se someten las TRs durante la perforacin
(Incluyendo la corrida del colgador), completacin y produccin del pozo, son:
Colapso
Estallido
Tensin y Compresin
Las tuberas de revestimiento durante la corrida estn expuestas a condiciones de
falla por efecto de las fuerzas antes mencionadas. Entendindose por falla
cuando un tubular cesa de realizar satisfactoriamente la funcin para la cual est
destinada. As si una tubera alcanza cualquier nivel de deformacin se debe
entender la situacin como una condicin de falla. Falla que afectar futuras
operaciones en el pozo y la vida til del mismo.
1.7.1. COLAPSO
El Colapso de una tubera de revestimiento es definido como la presin externa
requerida para cerrar o aplastar una tubera. Esta acta sobre las paredes
externas de la misma y es superior a su capacidad de resistencia. Bajo la accin
de una presin externa y tensin axial, la seccin transversal de un casing puede
fallar en tres posibles modos de colapso: Colapso por cedencia, colapso elstico,
colapso plstico. La transicin entre estos tres modos se rige por la geometra de
tubo y las propiedades del material.
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El primer comportamiento de colapso es en el cual el material es fuertemente
dependiente de la cedencia del material, en virtud que se ha comprobado que los
esfuerzos tangenciales generados en la periferia interior del tubo, alcanzan al
valor de la cedencia, se produce en tuberas cuya esbeltez (Dimetro/Espesor)
sea inferior a 15, tuberas de dimetro grande (mayor a 7 5/8 in). El colapso
elstico es reproducido mediante la teora clsica de la elasticidad y se presenta
en tuberas de esbeltez mayor a 25 (menores a 7 in). El colapso plstico se
presenta posterior a la etapa de colapso elstico, obedece a la naturaleza propia
de deformacin del tubo en la etapa de plasticidad o posterior a la cedencia.
Existe una zona de transicin entre el colapso elstico y plstico.
1.7.2. ESTALLIDO
El estallido de la tubera se da por la accin de cargas de presin actuando en el
interior de la misma.
La resistencia que opone el cuerpo del tubo se denomina resistencia al
estallamiento o resistencia a la presin interna, esta se define como el mximo
valor de presin interna requerida para causar dao al acero de la tubera. La
resistencia al estallamiento se ve reducida por efectos de la temperatura y
compresin axial. El estallido de la tubera ocurre ya sea por ruptura del cuerpo
del tubo o fuga en el acoplamiento de la misma.
1.7.3. TENSIN Y COMPRESIN
Cuando una tubera es gradualmente cargada por tensin o compresin (Cargas
axiales que actan perpendicularmente sobre el rea de la seccin transversal del
tubo) un gradual incremento o decremento en su longitud es observado, este
fenmeno es explicado por la ley de Hook.
La tensin de una tubera es una condicin mecnica que se genera
principalmente por el peso de la tubera, adems de otras fuerzas como:
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13
Flotacin, doblado, arrastre, choque, pruebas de presin, y esfuerzos por
deformacin del material.
La sumatoria estas fuerzas dan la tensin total a la que estar sujeto el casing
durante la instalacin del mismo, tomando en cuenta que la fuerza de flotacin
debe ser restada. Las fuerzas debido al peso mismo de la tubera, flotacin y
doblado se encuentran presentes en todo momento, las fuerzas de choque y
arrastre son aplicadas solo cuando el casing est en movimiento.
Es importante considerar todas las fuerzas a las que estar sometida la tubera de
revestimiento corta a fin de realizar un eficiente trabajo de corrida de liner y
anclamiento del colgador, controlando presiones de circulacin, tensin y peso
aplicado al colgador, al liner y a la tubera de trabajo.
1.8. QU ES UN COLGADOR DE LINER?
Son empacaduras que sirven para colgar o sostener tuberas de revestimientos
cortas (Liners) dentro de otros revestidores, esto a travs de un sistema de cuas
dentadas que se anclan a la pared interna del revestidor anterior cuando son
forzadas a deslizarse hacia los conos o empujadas por un tubular, son accionados
mecnica o hidrulicamente.
1.9. TIPOS DE COLGADORES DE LINER
Existen diferentes tipos de colgadores de liner disponibles en el mercado, que se
diferencian entre s por su mecanismo de asentamiento; entre ellos tenemos:
Colgadores Hidrulicos
Colgadores Mecnicos
Colgadores con Sistema Expandible
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1.9.1. COLGADORES DE LINER HIDRULICOS
Los colgadores hidrulicos son utilizados para largos y pesados liners, como
tambin para pozos profundos y de alto ngulo, ya que la manipulacin mecnica
de la sarta en superficie no es requerida para el asentamiento de este colgador;
por esta razn este colgador tambin puede ser rotado y reciprocado en fondo.
Existe una variedad de colgadores hidrulicos como se puede ver en las Figuras
1.3, 1.4 y 1.5.:
Figura 1.3. IB-TC-R-RRP Hydro Hanger
Fuente: TIW ECUADOR Seminario Completo
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Figura 1.4. IB-R Hydro Hanger
Fuente: TIW ECUADOR Seminario Completo
Figura 1.5. IB-TC-DD Hydro Hanger
Fuente: TIW ECUADOR Seminario Completo
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16
1.9.1.1. Mecanismo de Asentamiento
Son colgadores que son asentados mediante un mecanismo de activacin
hidrulica, una presin diferencial aplicada sobre un cilindro hidrulico rompe los
pines a la presin deseada, permitiendo que el cilindro se mueva y asiente las
cuas. Es posible retractar las cuas a su posicin original gracias a un resorte
localizado en la parte exterior del colgador debajo de las cuas, realizando un
movimiento hacia arriba, siempre que el sistema este descompresionado.
Esta presin diferencial es generada al dejar caer una bola o tapn en el asiento y
presurizando contra este el sistema, una vez asentado el colgador para la
liberacin de la herramienta se aplica peso en el colgador.
Para evitar el asentamiento no deseado del colgador durante la corrida del liner la
presin de circulacin mxima es el 50% la presin de asentamiento, adems el
cilindro hidrulico posee un perno de seguridad.
1.9.1.2. Ventajas y Desventajas
Los colgadores de liner hidrulicos presentan algunas ventajas como:
Puede ser corrida en pozos con altos doglegs
Muy usado para pozos profundos, por ende para liners largos y pesados, y
para pozos perforados con plataformas flotadoras,
Gracias a su mecanismo de asentamiento, puede ser accionado aun
cuando existe pega de liner
Puede ser asentado y desasentado varias veces
La desventaja que puede presentar este colgador es que falle el sello entre la bola
y el asiento impidiendo la presurizacin del sistema y por tanto el asentamiento
del colgador.
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1.9.2. COLGADORES DE LINER MECNICOS
Son colgadores cuyo mecanismo de asentamiento se basa en desenjotar la J de la ranura. En vista de que no posee elastmeros ni un cilindro hidrulico brinda
integridad de presin evitando fugas, presiones altas que se generan durante la
produccin.
Existen diferentes colgadores mecnicos disponibles como se muestra en la
Figuras 1.6, 1.7, 1.8 y 1.9.
Figura 1.6. Colgador Tipo J
Fuente: TIW ECUADOR Seminario Completo
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Figura 1.7.Colgador Tipo EJP
Fuente: TIW ECUADOR Seminario Completo
Figura 1.8. Colgador EJ-IB
Fuente: TIW ECUADOR Seminario Completo
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Figura 1.9. Colgador Tipo EJ-IB-TC
Fuente: TIW ECUADOR Seminario Completo
1.9.2.1. Mecanismo de Asentamiento
El colgador mecnico es activado levantando la sarta de trabajo para soltar la J, se gira la sarta y posterior se baja a fin de forzar los conos de cua sobre las
cuas, para que estas queden ancladas al revestidor anterior. Para recuperar la
herramienta fijadora (setting tool) se eleva la sarta de trabajo y se gira en la
direccin de asentamiento y se aplica peso hacia abajo del colgador. La pieza J generalmente es izquierda ya que la herramienta fijadora (setting tool) es derecha.
Debajo del colgador puede ser corrida una junta giratoria para poder rotar la sarta
de trabajo sin tener que rotar al mismo tiempo el liner durante el asentamiento del
colgador, esto facilita la recuperacin de herramienta de asentamiento. La junta
giratoria permite activar el colgador cuando el liner este pegado, como tambin
soltar el setting tool, ya que solamente el colgador, el collar de asentamiento y la
sarta de trabajo rotan.
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1.9.2.2. Ventajas y Desventajas
Entre las ventajas que presenta este colgador tenemos:
Puede ser corrido en pozos desviados con ngulos de hasta 45 y pozos
verticales
Provee alto rendimiento en pozos profundos y con liners pesados
Eficiencia para pozos con excesivos pesos de lodos
Brinda integridad de presin en pozos que lo requieren
La principal desventaja que se puede presentar es su prematura activacin debido
a la manipulacin de la sarta de trabajo en superficie principalmente en pozos
desviados, adems de que se podra daar el mecanismo de asentamiento al
girar el liner durante su corrida. En el caso de pega de tubera el asentamiento del
colgador sera imposible.
1.9.3. COLGADORES DE LINER CON SISTEMA EXPANDIBLE
Los colgadores de liner con sistema expandible tienen como objetivo brindar un
sello primario anular utilizando tubulares convencionales, ofreciendo un sello
confiable para migraciones de gas. Adems ofrece un perfil de rotacin que
permite perforar la ltima seccin del hoyo con el revestidor, eliminando viajes de
limpieza y tiempo bajando el revestidor. Existen dos tipos de colgadores
expandibles:
TIW X-PAK Liner Hanger
TIW X-PAK Drill Down
1.9.3.1. TIW X PAK Liner Hanger
El TIW X-PAK Liner Hanger se utiliza cuando la rotacin del liner no es requerida
(Ver Figura 1.10). La seccin expandida es de 16 a 24 in de longitud, el agarre de
las cuas proveen alta capacidad de carga. El sello que se forma en el anular al
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21
tope del liner es un sello primario de alta presin gracias a la combinacin de los
elastmeros y el sello metal-metal. Suministra un estado mecnico para futuros
trabajos de completacin y/o reparacin de pozos. Entre los beneficios que
presenta este colgador son:
Manufacturados con materiales estndares de la OCTG
Ofrece integridad del sistema igual al del diseo del revestidor
Alta capacidad de carga y habilidad para soportar liners largos
Herramienta de asentamiento hidrulico con fcil liberacin y contingencia
de liberacin mecnica
Figura 1.10. TIW X-PAK Liner Hanger
Fuente: TIW ECUADOR Manual X-PAK Liner Hanger System
1.9.3.2. TIW X PAK Drill Down
El TIW X-PAK Drill Down posee todas las caractersticas del X-PAK Liner Hanger,
con la diferencia que es posible rotar el liner ya sea durante la corrida,
cementacin, rimando con el liner hasta el fondo o durante la perforacin (Ver
Figura 1.11). Los beneficios que presenta este colgador son los mismos que la de
un colgador expandible X-PAK, a ms de la alta capacidad de torque (Depende
del dimetro de la sarta de trabajo) que posee para rotacin y/u operaciones de
perforacin.
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Figura 1.11. TIW X-PAK Drill Down
Fuente: TIW ECUADOR Manual X-PAK Liner Hanger System
1.9.3.3. Mecanismo de Asentamiento
Poseen un mecanismo de asentamiento hidrulico con fcil liberacin y en caso
de falla de la liberacin primaria, posee adems un mecanismo de liberacin
mecnico.
El proceso de asentamiento del colgador expandible es altamente confiable
debido a su diseo. Una vez que el colgador es posicionado en la profundidad de
asentamiento y desplazado el cemento al anular, se procede a expandir el
colgador. Se aplica una presin de 2000 psi a la herramienta de asentamiento
(Setting Tool) a fin de romper el anillo de corte (Shear Ring) e iniciar la expansin,
se aumenta la presin para permitir que la herramienta asentadora expanda el
colgador aproximadamente 18 in, una vez expandido el colgador se mantiene una
presin de 5000 psi por 5 minutos.
Para liberar el Setting Tool automticamente se aplica peso en la herramienta y
se procede a levantar la sarta para sacar la herramienta del pozo.
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23
1.9.3.4. Ventajas y Desventajas
El uso de colgadores de liner expandibles evita encontrar problemas que son
comunes con el uso de colgadores convencionales. Entre las ventajas de los
colgadores expandibles tenemos:
Tiene la capacidad de rotacin durante la corrida y la cementacin del liner
Permite reciprocar en el fondo durante la operacin de acondicionamiento
del hueco
El sello que se genera con la expansin del colgador en el tope del liner
posee un alta capacidad de carga
El sello primario metal-metal puede ser suministrado en materiales
resistentes a las altas presiones (15000 psi), temperaturas (1000 F) y a la
corrosin.
El diseo del X-PAK Hanger/Packer evita encontrar problemas durante la
corrida del liner ya que se construye en una sola pieza de dimetro externo
uniforme con un mnimo de parte mviles, lo cual minimiza la cantidad de
conexiones
Tiene una mejor rea de flujo en el anular gracias a su concentricidad
evitando problemas de empaquetamiento, por tanto mejora la hidrulica
durante el acondicionamiento del hueco y cementacin del liner
Posee iguales o mejores caractersticas del revestidor (liner), por tanto
mantiene integridad del sistema.
Asegura la inmovilidad de liner despus de asentado, impidiendo su
recuperacin
Proporciona una conexin segura para futuras remediaciones de
revestidores anteriores con el uso de un Liner Tie-Back o un Liner Stub
-
24
1.10. USO PORCENTUAL DE COLGADORES DE LINER
EXPANDIBLES Y CONVENCIONALES EN EL ECUADOR
El uso de colgadores de liner con sistema expandible se ha ido incrementado a
travs de los aos, esto ya que poseen un ensamblaje sencillo y por ende un
proceso de asentamiento rpido y eficiente. Dicho incremento en el Ecuador se
muestra en el Grfico 1.1. de acuerdo a los datos proporcionados por TIW de
Venezuela Sucursal Ecuador:
Grfico 1.1. Evolucin del uso de Colgadores de Liner por ao de acuerdo a
la Compaa TIW ECUADOR
Fuente: Archivo de Corridas de Liner de TIW ECUADOR
Realizado Por: Mara Elena Romero B
Como se puede observar en el Grfico 1.1. a partir del ao 2006 se empez a
terminar los pozos con colgadores de liner con tecnologa expandible. En el ao
2006 se completaron 3,95% de los pozos con X-PAK Hanger/Packer hasta llegar
al ao 2012 en donde se terminaron casi el 91% de los pozos con esta tecnologa.
El uso de colgadores de liner convencionales que se observa en los dos ltimos
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
USO
DE
CO
LGA
DO
RES
DE
LIN
ER (
%)
AO
USO DE COLGADORES DE LINER POR AO
HIDRULICOS
MECNICOS
EXPANDIBLES
-
25
aos se deben a que estos son ms econmicos y por lo tanto ms atractivos
para pozos exploratorios principalmente, para pozos con una produccin
esperada baja, pozos verticales y pozos no profundos. Sin embargo se debe
considerar que con el uso de Hangers expandibles minimiza el riesgo de
problemas durante la corrida, instalacin o durante la produccin, y por ende un
aumento innecesario de costos para remediaciones.
En el Grfico 1.2 se puede observar el uso global de colgadores de liner desde el
ao 1999 hasta junio del 2012.
Grfico 1.2. Coladores del Liner usados hasta el ao 2012 de acuerdo a la
Compaa TIW ECUADOR
Fuente: Archivo de Corridas de Liner de TIW ECUADOR
Realizado Por: Mara Elena Romero B
El uso de colgadores convencionales supera enormemente al uso de colgadores
expandibles en casi cuatro veces, sin embargo se espera un incremento en el uso
de X-PAK Hanger/Packer en los prximos aos de acuerdo a la tendencia
observada anteriormente.
59.35% 21.96%
18.69%
COLGADORES CONVENCIONALES VS EXPANDIBLES
HIDRULICOS
MECNICOS
EXPANDIBLES
-
26
CAPTULO II
PROCESO DE ENSAMBLAJE E INSTALACIN DE
COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES EN POZOS
DE PRODUCCIN DE PETRLEO
2.1. INTRODUCCIN
Es importante conocer el ensamblaje y funcionamiento de un colgador expandible,
con el fin de evaluar correctamente el desempeo del mismo en una situacin
crtica, brindando soluciones prcticas y confiables que impidan tener prdidas
econmicas significativas. En la industria petrolera existe una gran variedad de
colgadores de liner con sistema expandible, que se diferencian entre s por su
proceso de asentamiento. Esta diferencia radica en los diferentes elementos de
los que se compone el colgador.
Por ello en este captulo se realiza una descripcin detallada de los procesos de
ensamblaje e instalacin de los colgadores de liner con sistema expandible de
TIW, ya que son colgadores que poseen un asentamiento sencillo y eficiente lo
cual reduce riesgos durante esta etapa final de la perforacin de un pozo. As
mismo se especifica las funciones que cumplen cada una de las partes
constituyentes del colgador durante su accionamiento y la posterior liberacin de
la herramienta de asentamiento. Se realiza adems una descripcin de los
accesorios utilizados durante la corrida del colgador, y un anlisis de los pozos en
los cuales pueden ser corridos colgadores expandibles, es decir un anlisis de la
configuracin que deben poseer dichos pozos.
-
27
2.2. TIPOS DE POZOS
El objetivo primario de perforar un pozo es llegar a una arena productora de
hidrocarburos (objetivo geolgico), para ello se dispone de varias configuraciones
de pozos. El diseo de la geometra de dichos pozos depende entre otros de los
siguientes factores:
Locaciones inaccesibles
Desplazamiento horizontal del objetivo
Formaciones con fallas
Mltiples pozos desde una misma locacin
Mltiples pozos desde una misma plataforma
Mltiples objetivos (arenas) desde un mismo pozo
Perforaciones para evitar domos de sal
Interseccin de zonas de alta presin
Pozos de alcance extendido (desplazamiento horizontal mayor a 16400
pies)
Caractersticas de la estructura geolgica
Espaciamiento entre pozos
Profundidad vertical
Rentabilidad del pozo
As mismo durante la perforacin se pueden presentar eventos que obliguen a
realizar desvos (sidetrack) a fin de llegar al objetivo planeado. En ocasiones
durante la etapa de produccin de un pozo es posible realizar un sidetrack para
mantener o aumentar la produccin, reducir BSW, alcanzar otra arena, etc.
Es importante conocer las diferentes configuraciones de pozos existentes,
especialmente la configuracin de pozos direccionales (Motivo de este estudio) ya
que de esta manera se conocer la severidad de las restricciones por las cuales
debe pasar el colgador durante la corrida; esto con el fin de establecer los
-
28
parmetros de corrida adecuados para no afectar la eficiencia de la herramienta
expandible ni de los tubulares involucrados.
2.2.1. DIRECCIONALES
Figura 2.1.Tipos de Pozos
Fuente: Schlumberger-Curso de Perforacin Direccional
2.2.1.1. Tipo J
Los pozos direccionales tipo J estn construidos de las siguientes secciones: (Ver Figura 2.2)
Seccin vertical
KOP, punto de desviacin generalmente a poca profundidad
Seccin de construccin de ngulo (aumenta la inclinacin)
EOD, punto que representa el fin de la construccin del ngulo
Seccin tangente que se mantiene hasta alcanzar el objetivo
Es decir este tipo de pozo es una trayectoria de incrementar y mantener (el
ngulo de inclinacin), el agujero penetra el objetivo con un ngulo igual al
mximo ngulo de incremento. Ver Fig 2.1 (A).
-
29
Existe una geometra de pozo tipo J modificada, en donde es una trayectoria de incremento continuo, la inclinacin continua incrementndose hasta alcanzar el objetivo o al atravesarlo. Ver fig 2.1 (D). La trayectoria de incrementar y mantener
requiere el menor ngulo de inclinacin para alcanzar el objetivo, por otro lado la
trayectoria de incremento continuo requiere la mayor inclinacin de todos los tipos
de trayectoria para alcanzar el objetivo.
Esta geometra puede ser til para pozos profundos con un amplio
desplazamiento horizontal o moderadamente profundos con moderado
desplazamiento horizontal; por ejemplo en el caso donde no es posible establecer
la locacin en superficie directamente sobre el objetivo o en una plataforma
multipozo.
Figura 2.2. Pozo Tipo J o Slant
Fuente: Schlumberger-Curso de Perforacin Direccional
Modificado Por: Mara Elena Romero B
2.2.1.2. Tipo S
Los pozos direccionales tipo S estn constituidos de las siguientes secciones: (Ver figura 2.3)
Seccin vertical
KOP, punto de desviacin generalmente a poca profundidad
-
30
Seccin de construccin de ngulo (aumenta la inclinacin)
EOD, punto que representa el fin de la construccin del ngulo
Seccin tangente (mantenimiento del ngulo)
SOD, punto que representa el comienzo de la reduccin de ngulo
Seccin de reduccin de ngulo
EOD, punto donde se termina la reduccin del ngulo
Seccin de cada
De forma resumida se puede decir que este pozo es de la forma incrementar, mantener y disminuir (el ngulo de inclinacin), el objetivo es atravesado por un hoyo vertical. Ver fig 2.1 (C).
Existe una variacin del perfil tipo S llamado S modificada en el cual su forma es incrementar, mantener, disminuir y/o mantener, se atraviesa el objetivo con un ngulo menor que el ngulo de inclinacin mximo en la seccin de
mantenimiento. Ver fig 2.1. (B).
Los pozos con perfil S requiere ms ngulo de inclinacin que los pozos con perfil J y S modificada, por otro lado los pozos con perfil S modificada requieren ms ngulo de inclinacin que los pozos con un perfil J, pero menor que los pozos con perfil S.
Este tipo de pozos se perforan para mejorar la eficiencia del pozo y en ocasiones
para aliviar un pozo descontrolado.
En perforaciones offshore que se realizan desde una misma plataforma los pozos
tipo S ayudan a mejorar la precisin del espaciamiento entre pozos. Adems de ser tiles cuando se requiere perforar pozos profundos con un pequeo
desplazamiento horizontal, reduciendo adems el ngulo de interseccin en el
reservorio. As mismo es posible atravesar mltiples zonas de inters. Existe la
dificultad de que dependiendo de los ngulos de inclinacin de los pozos puede
haber incremento de torque y arrastre, y la formacin de ojos de llave.
-
31
Figura 2.3. Pozo Tipo S
Fuente: Schlumberger-Curso de Perforacin Direccional
Modificado Por: Mara Elena Romero B
2.2.1.3. Horizontales
Los pozos horizontales constan de las siguientes secciones: (Ver Figura 2.4.)
Seccin vertical
KOP, punto de inicio de la desviacin
Seccin de construccin de ngulo (aumenta la inclinacin)
Seccin tangente (mantiene la inclinacin)
EBU, punto que representa el fin de la construccin del ngulo
Seccin lateral
Este tipo de pozos tipo de incremento continuo y mantener, incremento hasta alcanzar el mximo ngulo de inclinacin (90) respecto a la vertical y
mantenimiento en la seccin horizontal. Se define un pozo horizontal como un
pozo direccional con una seccin perforada continua con un ngulo mayor a 86
respecto a la vertical. El reservorio es atravesado por un hoyo prcticamente
horizontal. El objetivo de realizar perforaciones horizontales es incrementar la
produccin primaria y secundaria, reducir nmero de pozos verticales requeridos
para desarrollar un campo; esto se sustenta en que la productividad de los pozos
horizontales llega a ser mayor que la de un pozo vertical puesto que comunican
-
32
una mayor rea de la formacin productora, atraviesan fracturas naturales,
reducen las cadas de presin y disminuyen los avances de los contactos agua-
petrleo.
Figura 2.4. Pozo Horizontal
Fuente: Schlumberger-Curso de Perforacin Direccional
Modificado Por: Mara Elena Romero B
2.3. SELECCIN DE POZOS PARA LA UTILIZACIN DE
COLGADORES CONVENCIONALES O EXPANDIBLES
2.3.1. USO DE LINERS
El uso de liners durante la etapa final de la perforacin depende del diseo
propuesto de las tuberas de revestimiento para dicho pozo. Este diseo depende
a su vez del programa de fluidos de perforacin a ser utilizado.
La relacin que existe entre la profundidad de asentamiento de las tuberas de
revestimiento y el programa de lodos para cada seccin se explica a continuacin:
El primer paso de la planeacin de un pozo es la determinacin de la presin de
formacin esperada y el gradiente de fractura (Por los mtodos de Hottman y
Johnson, y Eaton; estos mtodos no sern tratados ya que no son tema de
-
33
estudio de este proyecto) , como resultado de esa informacin se tiene
conocimiento del peso del lodo requerido para llevar a cabo la perforacin de
cada seccin, generalmente se considera un margen de seguridad en la presin
hidrosttica que ejercer el lodo para exceder la presin de la formacin, pero no
fracturarla.
Una vez conocido el perfil de presiones (por ende el peso del lodo a utilizarse) el
segundo paso es determinar el punto de asentamiento de las tuberas de
revestimiento, tomando en cuenta que se realiza desde abajo hacia arriba y
considerando que la presin ejercida por la columna de lodo no debe exceder el
gradiente de fractura de la formacin a cierta profundidad.
Es decir se realiza la cementacin de una TR previo al cambio del tipo y peso del
lodo para atravesar una nueva seccin. Sin embargo, como ya se mencion
anteriormente el diseo de las profundidades de asentamiento de las TRs de un
pozo depende de las condiciones del mismo, por lo que puede cambiar segn las
necesidades que se presenten durante la perforacin. Una vez definido las TRs a
utilizar, se realiza un anlisis econmico para determinar si es ms rentable
utilizar liners en el diseo.
De esta manera generalmente en pozos direccionales tipo J, es usual el uso de liners para alcanzar la zona productora, el colgador de este se asiente en la
seccin tangente, en pozos tipo S se asienta en la seccin vertical (tumbado). Por otro lado el diseo de las TRs en pozos horizontales incluyen dos tipos de
liners, el primero de ellos es un liner intermedio (aterriza en la formacin de
inters) de 7 el cual se ancla mediante un colgador en la seccin desviada (inferior a 90), y un liner ranurado de 4 o 5 (alcanza la seccin lateral con un ngulo de inclinacin de 90), se ancla en una seccin casi horizontal. En
conclusin el objetivo es dejar el colgador en una seccin donde no exista
severidad de doglegs, para de esta manera evitar someter el colgador a esfuerzos
que pudieran reducir su eficiencia.
-
34
2.3.2. USO DE COLGADORES
Como se vio en la seccin anterior el uso de liners es muy usual para cubrir la
zona de inters, para ello se requiere de colgadores altamente confiables en las
peores condiciones de operacin. Actualmente el uso de colgadores con
tecnologa expandible va en aumento, pero en algunas ocasiones tambin se
sugiere el uso de colgadores convencionales. Es por ello que es importante definir
las razones fundamentales que determinan la diferencia en su uso.
En el anlisis para la seleccin de un colgador de liner se debe considerar la
geometra del pozo, la superficie de desviacin, si el revestidor reciprocar
durante el trabajo de cementacin y si rotar durante la corrida del liner en hueco
abierto, la integridad de presin para soportar la presin externa e interna, entre
otros; como tambin de los siguientes factores:
Tamao, peso, grado y profundidad de asentamiento de la tubera de
revestimiento husped
Tamao, peso, grado, conexiones y longitud del liner a correr
Profundidad de asentamiento del colgador de liner
El ngulo de inclinacin donde se ubicar el colgador
Tipo de liner: produccin o perforacin
Cargas aplicadas al colgador provenientes del peso del liner y operaciones
hidrulicas
Fluidos de terminacin y/o del pozo a los cuales puede estar expuesto
tanto el liner como el colgador
Presin, temperatura, tensin a la cual pueden estar expuestos los equipos
del liner
En la Tabla 2.1. se muestran los parmetros dentro de los cuales los colgadores
tanto convencionales como con tecnologa expandible pueden funcionar
satisfactoriamente.
-
35
Tabla 2.1. Parmetros para la Seleccin de Colgadores Convencionales o Expandibles
COMPARACIN DE COLGADORES DE LINER
CONVENCIONALES
EXPANDIBLES X-PAK
HIDRULICOS MECNICOS
Geometra del pozo Alto ngulo y
extremadamente profundos
Profundos, verticales o con
ngulo mximo de 45
Profundos, verticales o con ngulo mximo
de 70
Superficie de desviacin
Rotar la sarta durante la corrida
Limitado - X
Rotar el liner durante la corrida
Limitado - X
Reciprocar la sarta durante la corrida
X X X
Reciprocar el liner durante la corrida
X X X
Rotar la sarta durante el acondicionamiento
Limitado - X
Rotar el liner durante el acondicionamiento
Limitado - X
Reciprocar la sarta durante el acondic.
X X X
Reciprocar el liner durante el acondic.
X X X
Rotar la sarta durante la cementacin
- - X
Rotar el liner durante la
cementacin - - X
Continuacin Tabla 2.1. Parmetros para la Seleccin de Colgadores
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36
Convencionales o Expandibles
COMPARACIN DE COLGADORES DE LINER
CONVENCIONALES
EXPANDIBLES X-PAK
HIDRULICOS MECNICOS
Reciprocar la sarta durante la cementacin
- - X
Reciprocar el liner durante la cementacin
- - X
Tipos de liners
Largos y pesados, recomendado para
correr un liner dentro de otro
Largos y pesados Largos y pesados
Pesos de lodo
Excesivos
Usado en plataformas flotadoras
X - X
Material para prdida de circulacin. en el lodo
Concentraciones pesadas
Presin de fondo Limitada Limitada Condiciones
extremas
Temperatura de fondo Limitada Limitada Condiciones
extremas
Presencia de fluidos corrosivos
Limitada Limitada X
Costos Aumentan los costos, si se realiza remediacin cuando exista falla del
sello en el tope del liner
Reduce costos futuros
Fuente: TIW ECUADOR Sistema Expandible X-PAK
Elaborado Por: Mara Elena Romero B
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37
Como se observa en la Tabla 2.1. los colgadores de liner existentes poseen
diferentes caractersticas que sirven para condiciones especficas de operacin,
dependiendo de dichas operaciones podemos escoger el colgador ms
apropiado. Sin embargo podemos observar tambin que los colgadores con
tecnologa expandible X-PAK de TIW brindan mayor confiabilidad durante la
instalacin del colgador, ya que con ellos es posible correr liners largos y
pesados, en pozos profundos y altamente desviados (hasta 70, profundidad
donde se ancla el colgador); puede ser usado en pozos off-shore ya que el
movimiento del agua no in