Diseño y corrida de linder con hanger de sistema expansible para el pozo Sacha 406d

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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD: CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA: INGENIERÍA EN PETRÓLEOS

DISEÑO Y CORRIDA DE LINER CON HANGER DE SISTEMA

EXPANDIBLE PARA EL POZO SACHA 406D

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO EN PETRÓLEOS

OSCAR MARCELO RIVADENEIRA CEVALLOS

DIRECTOR: ING. BENJAMÍN HINCAPIE

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II © Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014

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III

DECLARACIÓN

Yo OSCAR MARCELO RIVADENEIRA CEVALLOS, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

_________________________

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IV

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Diseño y corrida de liner con hanger de sistema expandible para el pozo Sacha 406D”, que, para aspirar al título de Ingeniero en Petróleos fue desarrollado por Oscar Marcelo Rivadeneira Cevallos, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

___________________

ING. BENJAMIN HINCAPIE DIRECTOR DEL TRABAJO

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V

DEDICATORIA

Dedico este trabajo principalmente a Dios quien siempre me acompaña y me bendice en toda circunstancia de mi vida.

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VI

AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios, quien con su todopoderosa sabiduría y amor infinito me ha guiado hacia esta carrera, y me ha bendecido en toda mi vida académica y me seguirá bendiciendo en mi vida profesional.

A mi Padre, quien en todo momento, me ha dado el ejemplo del trabajo y del esfuerzo bien logrado, quien con su fuerza de carácter me ha enseñado que el Hombre positivo, y que se esfuerza siempre alcanzará todos sus objetivos en la vida, a mi Padre quien siempre lucho para darme una vida mejor. “Muchas Gracias Papito”.

A mi Madre, quien formo mi alma y mi mente, quien con su ejemplo de esfuerzo y lucha constante con todo su amor, me ha dado lo mejor que tengo en mi vida; los valores del respeto, el amor, la caridad, entre muchos más, a mi Madre porque siempre me ha inclinado hacia el camino del bien y ha formado en mí una persona de bien. “Muchas Gracias Mamita”.

A mis Hermanos, quien aparte de ser mis mejores amigos, son mi fuente de inspiración y el modelo de profesionales a seguir, quien con su infinito apoyo, y siempre con una sonrisa, me han apoyado en todo, a mis Hermanitos Muchas gracias por todo.

Al Ingeniero Benjamín Hincapié, Docente de la Universidad Tecnológica Equinoccial, quien pudo dirigirme de la mejor manera en el desarrollo del presente trabajo.

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VII

ÍNDICE DE CONTENIDOS

RESUMEN... XIV ABSTRACT ... XV

CAPÍTULO I ... 2

1.- INTRODUCCIÓN ... 2

1.1. PROBLEMA ... 5

1.2. JUSTIFICACIÓN ... 5

1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO ... 6

1.3.1. OBJETIVO GENERAL ... 6

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 6

CAPÍTULO II ... 7

2. MARCO TEÓRICO ... 7

2.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO SACHA... 7

2.1.1. UBICACIÓN: ... 7

2.1.2. FORMACIONES PRODUCTORAS DEL CAMPO SACHA ... 9

2.1.3 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS RESERVORIOS ... 9

2.2 DEFINICIONES TERMINOS EMPLEADOS ... 12

2.2.1. POROSIDAD ... 12

2.2.2. PERMEABILIDAD ... 12

2.2.3. SATURACION DE PETRÓLEO ... 12

2.2.4. PRESIÓN ... 12

2.2.5. PRESIÓN DE BURBUJA ... 12

2.2.6. API ... 13

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

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

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

2.2.10. BSW ... 13

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VIII

2.3.1 FUNCIONES DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO ... 14

2.3.2 FACTORES TECNICOS PARA EL DISEÑO ... 14

2.3.2.1 Presión de colapso - Aplastamiento ... 14

2.3.2.2 Tensión - Elongación ... 15

2.3.2.3 Presión de Estallido ... 15

2.3.3 CEMENTACIÓN DE LAS SARTAS ... 16

2.3.4 CONCLUSIÓN DE USAR REVESTIMIENTO CONVENCIONAL ... 17

2.4 SISTEMA DE LINER HANGER ... 18

2.4.1 LINER ... 18

2.4.2 TIPOS DE LINER ... 19

2.4.2.1 Liner de Perforación ... 19

2.4.2.2 Liner de Producción ... 19

2.4.2.3 Tie- Back Liner ... 19

2.4.2.4 Scab Liner ... 20

2.4.3 HERRAMIENTAS DE ASENTAMIENTO DE LINER ... 20

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

2.4.3.2 Substituto para empacaduras ... 21

2.4.3.3 Herramientas de Asentamiento de Liner ... 22

2.4.3.4 Hydraulic Pushing Tool ... 23

2.4.3.5 Herramientas de asentamiento Hidráulico para unidades de sellos insertables. ... 24

2.4.4 HERRAMIENTAS DE EXPANSIÓN Y CORRIDA ... 25

2.4.4.1 Camisa de Asentamiento y top packers ... 26

2.4.5 COLGADORES HIDRÁULICOS Y EXPANDIBLES ... 26

2.4.5.1 Liner Hanger Hidráulico ... 26

2.4.5.2 Liner Hanger Expandible ... 27

2.4.6 CEMENTACIÓN Y COLGADORES APROPIADOS ... 28

2.4.6.1 Ensamblajes de sellos ... 28

2.4.6.2 Ensamblajes de sellos perforados ... 29

2.4.6.3 Unidad de sello Insertable ... 29

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IX

2.4.6.5 PBR de Cementación ... 31

2.4.6.6 Empaque de Cementación PBR ... 31

2.4.7 EQUIPO DE CEMENTACIÓN DE SUPERFICIE ... 32

2.4.7.1 Cabeza de Cementación Swivel ... 32

2.4.7.2 Cabeza de Cementación ... 32

2.4.7.3 Adaptador positivo liberador de bola ... 33

2.4.7.4 Adaptador para verificación ... 34

2.4.7.5 Manifold de Cementación ... 34

2.4.7.6 Equipo de mezclado de cemento ... 35

2.4.7.7 Camión de Bombeo de Cemento ... 35

2.4.7.8 Accesorios de Cementación ... 36

2.4.7.8.1 Tapones Plug ... 36

2.4.7.8.2 Tapones limpiadores ... 37

2.4.7.8.3 Tapon limpiador de tubería de perforación ... 38

2.4.8 ACCESORIOS DEL LINER ... 39

2.4.8.1 Zapato Flotador Tipo V ... 39

2.4.8.2 Collar Flotador de doble Válvula ... 39

2.4.8.3 Landing Collar ... 40

2.4.8.4 Accesorios Insertables ... 41

2.4.8.5 Zapato Flotador Insertable ... 42

CAPÍTULO III ... 44

3. METODOLOGÍA ... 44

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

3.2 DISEÑO DE LINER CON HANGER EXPANDIBLE EN LA ZONA DE PRODUCCIÓN PARA EL POZO SACHA 406D ... 47

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

3.2.2 PRESIÓN HIDROSTATICA ... 48

3.2.3 DISEÑO POR CARGAS... 48

3.2.3.1 Factores de diseño de seguridad ... 49

3.2.4 PRESIÓN DE COLAPSO... 49

(10)

X

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

3.2.7 PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DEL LINER ... 52

3.2.8 RESISTENCIA A LA TENSIÓN ... 53

3.2.9 PESO DE LA TUBERÍA ... 53

3.3 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN ... 54

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

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

3.4 ENSAMBLAJE DEL EQUIPO ... 61

3.4.1 Ensamblaje del Liner Hanger ... 62

3.4.2 PRUEBA DE PRESIÓN AL EQUIPO ENSAMBLADO ... 65

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

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

CAPÍTULO IV ... 78

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS ... 78

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

4.2 COMPARATIVA DE USO DE LINER CON HANGER EXPANDIBLE Y LINER CON HANGER CONVENCIONAL... 82

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

CAPÍTULO V ... 93

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 93

5.1 CONCLUSIONES ... 93

5.2 RECOMENDACIONES ... 95

NOMENCLATURA ... 96

GLOSARIO ... 98

BIBLIOGRAFÍA ... 99

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XI

ÍNDICE DE TABLAS

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

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

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

TABLA N° 3.1 Características casing Intermedio ... 44

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

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

TABLA N° 4.1Comparativa de Uso entre Liner Hanger y Tubería convencional (casing) ... 79

TABLA N° 4.2 Comparativa de costos entre usar Liner y usar tubería convencional ... 82

TABLA N° 4.3 Diferencias entre colgador convencional y colgador expandible 83 TABLA N° 4.4 Circulación de Fluido ... 87

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

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XII

ÍNDICE DE FIGURAS

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

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

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

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

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

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

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

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XIII

ÍNDICE DE ANEXOS

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

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

ANEXO N° 8 Check list de ensamble, mantenimiento y pruebas de presion del equipo ... 108

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

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XIV

RESUMEN

El presente trabajo, tiene como objetivo principal diseñar un sistema de liner con un colgador expandible, para culminar la perforación del pozo Sacha 406D, ante la solución de colocar un revestidor para la zona de producción, que asegure un ahorro en tiempo y a que a su vez sea más seguro y económico que otros modelos de revestimientos dentro del área petrolera.

De manera introductoria este documento contiene las generalidades del campo Sacha y las principales características del petróleo producido en esta zona, además contiene todos los conceptos básicos y especializados de los tipos de revestimientos, el colgador, y todas las partes que se configuran en un ensamble completo de liner.

También está estipulado dentro del presente trabajo, todos los parámetros de selección y diseño, así como la formulación y desarrollo, de parámetros que intervienen en la adecuada selección de un liner, junto con los grados de acero de la tubería, los factores de diseño, la cementación, el ensamblaje y pruebas del equipo, y el proceso de corrida del equipo de Liner dentro del pozo Sacha 406D.

Podemos encontrar, junto con los resultados propios del campo obtenidos en la experiencia, tablas comparativas entre las ventajas técnicas y económicas de usar el sistema de Liner con hanger expandible, frente a usar tubería convencional hasta superficie, y frente a usar un liner con colgador convencional, en donde se puede comprobar porque el usar un sistema de liner con sistema expandible es 46,8 % más económico que usar tubería de revestimiento convencional.

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XV

ABSTRACT

This work has as main objective to design a system with an expandable liner hanger to complete the drilling of the well “Sacha 406D”, to the solution of placing a casing for the production area , which ensures saving time since his it may be safer and cheaper than other models of coatings within the oil sector. Introductory way, this document contains an overview of the “Sacha” field, and main characteristics of the oil produced in this area, also contains all the basic concepts and specialized types of casings, hanger, and all parties that are configured in a complete assembly liner.

It is also stipulated in the present work , all parameters selection and design, as well as the formulation and development of parameters involved in the proper selection of a liner, along with of steel tubing, design factors, cementation , assembly and testing equipment, and process equipment run into the well “Sacha Liner 406D”.

We can find, along with their own field results obtained in the experiment, compare tables between the technical and economic advantages of using the system Liner with hanger expandable versus using conventional pipe to surface and using a liner with conventional hanger, where it can be seen that the use of a system with expandable liner system is 46,8% cheaper than using conventional casing.

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2

CAPÍTULO I

1.- INTRODUCCIÓN

Es conocido que estamos frente a un País Petrolero cuyo recurso que más exportamos es el crudo. Entre los principales ingresos con el que nuestro país cuenta; el crudo es uno de los más significativos, pues hasta noviembre de 2013 este recurso representó alrededor del 20% total del ingreso para el presupuesto financiero del presente año (Dato estadístico Ministerio de Finanzas del Ecuador Noviembre 2013) y debe ser cuidadosamente cuidado y elaborado para tener aún un mayor ingreso para nuestro país.

Para que el ingreso económico del Ecuador, por medio del recurso petrolero crezca se debe priorizar en tecnología, pues es bien conocido que la única forma de destacarse es incentivando la innovación y la tecnología en este ámbito, debemos enfocarnos en extraerlo de la mejor manera y con la mejor tecnología, sustentando un crecimiento no solo en el ámbito petrolero sino como la Economía Ecuatoriana, sin que esto represente un impacto negativo ambientalmente hablando.

La tecnología que hoy por hoy el sector petrolero tiene, proviene de distintos países, pasando desde la primitiva tecnología heredada por Texaco hasta los innovadores servicios profesionales que prestan ciertas empresas en nuestro país.

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3 del Oriente Ecuatoriano ayudando a reducir costos y aumentar la productividad en el área petrolera.

La manera de cómo se realiza este trabajo está debidamente estructurado y es el diseño su mayor preocupación.

Cuando un pozo está siendo perforado una de las preocupaciones es como se va a revestir, pues normalmente lo que se hace es que una vez que el pozo esta perforado, es decir está a hueco abierto se procede a revestir y posteriormente a cementarlo.

Esto se realiza después de cada etapa, es decir se perfora la primera sección, que es la zona de mayor diámetro del pozo, una vez perforado, el siguiente paso es bajar el revestidor o el casing en la zona perforada y empezamos el proceso de cementación, para esto empezamos con la cementación primaria y posteriormente comprobamos su efectividad.

En la última etapa o sección de perforación, en lugar de colocar la tubería de revestimiento y cementarla, se procede a utilizar un liner con un colgador de sistema expandible en la zona final del pozo o en donde se requiera colocar el liner.

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4 Una vez que se diseña como se va a asentar el liner, a que profundidad se va asentar, se debe trabajar en cómo se va asentar el equipo de liner, con que material de tubería, que tipo de acero se necesita usar, el grado de acero y roscado que se va a usar, las presiones a las que va a estar sometido este equipo de liner/Hanger.

Una vez que se tenga diseñado el proyecto de como asentar el liner se procede a bajar la tubería, generalmente existen dos tipos de asentamiento sea hidráulico o mecánico, siendo este último ya no utilizado en la actualidad por lo que generalmente se hace un asentamiento hidráulico, ya que al ser un sistema expandible se activa con fluido o mediante la fuerza hidráulica.

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5

1.1. PROBLEMA

Los altísimos costos que representa la tubería de revestimiento en un pozo y los incontables problemas que tenemos al colocar tanto peso en el cabezal en un pozo de mayor profundidad han hecho que la tecnología se enfoque en esta problemática y se ha diseñado un colgador que evite llevar la tubería desde el fondo hasta la superficie.

Al utilizar un liner con hanger expandible en la tubería de revestimiento intermedia de TIW (Empresa Texas Iron Works) con sistema expandible, ahorramos todo el viaje de tubería desde la parte de producción en subsuelo, hasta la superficie.

Técnica y económicamente las ventajas que representa utilizar un liner frente a una tubería convencional son bastante representativas, pues una de las mayores problemáticas que se tiene en un pozo es la forma de revestir el pozo y los costos involucrados.

1.2. JUSTIFICACIÓN

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6 todo el viaje de tubería desde la parte de producción en subsuelo, hasta la superficie, no obstante los viajes de tubería que se realizan con la torre y el tiempo que en el campo petrolero es dinero.

1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO

1.3.1. OBJETIVO GENERAL

Diseñar un sistema de corrida de liner con hanger de sistema expandible para la culminación de la perforación del pozo 406D demostrando un significativo ahorro de tiempo y dinero.

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

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

2. Determinar y calcular los parámetros necesarios para el adecuado diseño de un sistema de liner con hanger.

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7

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO

2.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL CAMPO SACHA

2.1.1. UBICACIÓN:

El campo se encuentra en la provincia de Orellana al Nororiente de la Región Amazónica el Ecuador.

El campo se encuentra delimitado por las siguientes zonas: - Al Norte Palo Rojo, Eno y Visto.

- Al Sur por los campos Culebra – Yulebra

- Al Este por los campos Shushufindi, Cordero y Mauro Dávalos - Al Oeste por los campos Paraiso, Pucuna y Huachito.

El campo tiene un área aproximada de 136,6km2 compuesta por 5 estaciones en las que se encuentran Sacha Central, Sacha Norte 1, Sacha Norte 2, Sacha Sur y una mini estación en el pozo Sacha 36.

(22)

8

FIGURA N° 1

FIGURA No. 2.1. Mapa Estructural Campo Sacha

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9

2.1.2. FORMACIONES PRODUCTORAS DEL CAMPO SACHA

El campo Sacha es un Anticlinal con dirección Noreste-Suroeste con unas dimensiones de 4km de ancho por el norte y alrededor de 7km al centro y Sur, y una longitud de 33km.

TABLA N° 2.1 Reservorios productores Campo Sacha

FORMACIONES TOPES PROFUNDIDAD

(PIES)

HOLLIN SUPERIOR

HOLLIN 8975

HOLLIN INFERIOR

NAPO T 8765

NAPO U 8530

BASAL TENA 7800

Fuente: EP Petroecuador

2.1.3 PROPIEDADES PETROFÍSICAS DE LOS RESERVORIOS

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TABLA N° 2.2 Propiedades Petrofísicas Reservorios Sacha

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

% (K) milidarcy PETRÓLEO % %

BASAL TENA 7800 18 433 25

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

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

HOLLIN SUPERIOR 8975 14,1 131 35-40

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

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11

TABLA N° 2.3Propiedades PVT del Fluido del campo Sacha

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

PCS/BN cp BY/BN

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

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

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

HOLLIN

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

HOLLIN

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

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2.2 DEFINICIONES TERMINOS EMPLEADOS

2.2.1. POROSIDAD

La porosidad es un parámetro empleado en el área petrolera para expresar el porcentaje de espacio disponible que tienen los poros de la roca, o se puede decir que es la relación entre el volumen de los espacios vacíos que tiene la roca en relación al volumen total de la misma.

2.2.2. PERMEABILIDAD

La permeabilidad es una propiedad de las rocas que permite que el fluido pase a través de los espacios (poros) interconectados.

2.2.3. SATURACION DE PETRÓLEO

La saturación de petróleo se define como la concentración de fluido en este caso petróleo que este contenido en el espacio poroso, y debido a esto es que se expresa en porcentaje.

2.2.4. PRESIÓN

Es definido como la aplicación de una fuerza en un área determinada, para este caso usaríamos presión hidrostática la cual es dependiente de la densidad, gravedad y altura que está ejerciendo el fluido dentro del pozo.

2.2.5. PRESIÓN DE BURBUJA

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2.2.6. API

Es una medida internacional proveniente del Instituto Americano de Petróleo que representa la calidad del petróleo. Este término también hace referencia al peso del mismo frente al agua, el agua tiene un API de 10° mientras mayor sea el grado API mayor será su calidad y por lo tanto mayor será su precio.

2.2.7. RELACIÓN GAS PETRÓLEO (GOR)

Se define como la relación entre la cantidad de gas que está disuelto en un barril de petróleo a una presión y temperatura determinada, se expresa en pies cúbicos estándares sobre barril neto (PCS/BN).

2.2.8. VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (μoi)

La viscosidad es una propiedad de los fluidos (petróleo) que mide la resistencia al movimiento a una temperatura específica, así mientras un petróleo sea más viscoso más dificultad tiene para movilizarse, este se expresa en centipoises (cp).

2.2.9. FACTOR VOLUMETRICO DEL PETRÓLEO (Boi)

El factor volumétrico del petróleo es un factor que representa la relación entre el volumen de petróleo saturado de gas a presión y temperatura de yacimiento sobre el volumen de petróleo saturado de gas a presión y temperatura de superficie.

2.2.10. BSW

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14

2.3 TUBERIAS DE REVESTIMIENTO CONVENCIONAL Y

CEMENTACIÓN

El programa de revestimiento de pozos es de vital importancia en la Perforación pues da la seguridad del pozo durante las operaciones, y asegura la vida útil del mismo, los revestidores y la cementación de los mismos representa hasta el 25% del costo de la perforación, por lo que un fallo en el asentamiento o en la cementación de las mismas podría dejar inutilizable el pozo en cuestión.

2.3.1 FUNCIONES DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO

Evitar el derrumbamiento de zonas no compactadas.

Evitar la comunicación de fluidos del pozo con zonas de agua dulce para el consumo humano.

Evitar la pérdida de circulación del lodo o la intervención de fluidos salinos de las zonas.

Actúa de soporte para la colocación del preventor de reventones. Confinar la producción de gas y petróleo por intervalos dentro del pozo.

2.3.2 FACTORES TECNICOS PARA EL DISEÑO

Diámetro, peso y longitud del revestidor. Diseño del pozo.

Presión de colapso - Aplastamiento Tensión - Elongación

Presión de estallido

2.3.2.1 Presión de colapso - Aplastamiento

(29)

15 tubería, es necesario que el pozo siempre este con una columna de fluido lo suficientemente estable para que no ocurra este fenómeno.

Podemos verla gráficamente en la figura 2.2.

2.3.2.2 Tensión - Elongación

Es un fenómeno que se da por la tensión que ocurre entre la misma tubería de revestimiento por efecto de que la primera tubería de revestimiento debe soportar el peso de todo el tramo de tubería, sin contar que este se lo introduce en el pozo en donde hay fluido y ocurre un cierto fenómeno de flotación, el problema puede ocurrir entre las uniones de roscado de las primeras tuberías que soportan la sarta.

Podemos verla gráficamente en la figura 2.2.

2.3.2.3 Presión de Estallido

Se define como la máxima presión a la que puede estar sometida una tubería antes de que esta ceda o estalle, esta viene dada por el fabricante y debe ser interpretada de acuerdo a la presión a la que se va a someter la tubería dentro del pozo.

(30)

16

2

FIGURA N° 2.2. Fenómenos en la tubería de Revestimiento

FUENTE: TIW Venezuela

2.3.3 CEMENTACIÓN DE LAS SARTAS

El proceso de cementación de las tuberías de revestimiento es de vital importancia debido a que con esto se logra la adherencia del metal a la formación y se evita la comunicación de fluidos y minimizamos la presión ejercida por la formación hacia la tubería, y aseguramos la vida útil del pozo.

Procedimiento

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17 perforada con la broca en caso de necesitarlo, después de un tubo se coloca un collar flotador y ciertos estabilizadores o centralizadores y un raspador para ir dejando una costra de lodo uniforme, la función del collar flotador es que este tiene internamente un asiento o niple en donde se va a obturar el paso de fluidos por medio de una bola que será arrojada desde superficie en el proceso de cementación.

Cuando la sarta de tubería ha llegado al punto de asentamiento, se arma la cabeza de cementación en la mesa del taladro, y se conecta con mangueras al camión de cemento y se bombea una lechada de cemento, la cual va a pasar por toda la tubería, hasta llegar a la zapata, la cual por presión va hacer que el cemento suba por el espacio anular, la presión en este momento ira descendiendo y cuando se arroja la bola esta va a taponar el collar flotador e inmediatamente la presión va a subir por lo que el proceso estaría completo. Posteriormente al estado de fraguado, se comprueba su efectividad con un registro eléctrico llamado CBL (Registro de adherencia de cemento) el que comprueba su efectividad o su fracaso, por lo que si este es óptimo se continua con la siguiente etapa de perforación, por lo contrario si este es erróneo se pasa a una cementación forzada o squeeze.

2.3.4 CONCLUSIÓN DE USAR REVESTIMIENTO CONVENCIONAL

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18

2.4 SISTEMA DE LINER HANGER

Esta sección presenta los diferentes tipos de liner que podrían ser corridos en un pozo, los componentes de los diferentes tipos de herramientas de asentamiento de liner, característicos y beneficios; herramientas y accesorios de cementación usados en superficie, en la sarta del liner y en su interior.

El liner es una tubería de revestimiento normal (casing) que cumple con todas las funciones de un casing convencional excepto que físicamente no alcanza la superficie y debe ser colgado en la parte final del casing o liner previamente asentado. Para realizar esta operación es necesario disponer de un sistema de colgamiento (hanger) que consta del colgador propiamente dicho y una herramienta para accionar o asentar el colgador (setting tool).

Además, se encuentra incorporada una empacadura o packer que si es asentado adecuadamente sella el tope de liner para evitar comunicación entre la parte exterior del liner y la integridad del pozo.

El sistema de asentamiento del liner puede ser mecánico o hidráulico pero independiente del mecanismo siempre será necesario el setting tool.

2.4.1 LINER

(33)

19

2.4.2 TIPOS DE LINER

2.4.2.1 Liner de Perforación

Usado fundamentalmente para permitir operaciones de perforación más profundas. En la mayoría de los casos se extiende hacia abajo, hacia el hoyo abierto y forma un traslape (overlap) con el casing o liner existente de 200 - 400 pies y es cementado en el sitio. La cementación por lo general se la realiza en forma parcial es decir no se cementa completamente a través del anular.

2.4.2.2 Liner de Producción

Estos liners se asientan a través de la zona de Producción, la misma que una vez instalado el liner se cementa hasta el tope de la misma, por lo general es el último tramo que se instala y una vez que se corre este liner debe alcanzar la profundidad total evitando que la arena quede desprotegida al no colocar liner sobre ésta.

2.4.2.3 Tie- Back Liner

Es una sección de la tubería de revestimiento que se extiende hacia arriba desde la parte superior de un liner existente hasta la superficie, o a un punto intermedio hacia arriba del pozo. Los Tie-back liners normalmente son cementados en el sitio.

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20

2.4.2.4 Scab Liner

Una sección de la tubería de revestimiento usada para reparar la existente dañada. Puede ser cementada en el sitio o sellada con empacaduras en la parte superior e inferior.

Los Scab Liner por lo general se usan cuando hay problemas en el tope del mismo es decir, hay fuga de presión o cuando hay problemas, cuando al correr herramientas de evaluación o completación, entonces se acondiciona el tope de liner, para luego bajar un Tie-Back y sellar el tope de liner con dichas herramientas.

2.4.3 HERRAMIENTAS DE ASENTAMIENTO DE LINER

A continuación se detallara las distintas herramientas que se usan para llevar el Liner al fondo, entre los más importantes se detallan a continuación:

2.4.3.1 Niple de levantamiento con barrera anti – escombros

La barrera anti escombros, es instalada en el nipple de levantamiento, este ensamble es corrido por encima de la herramienta de asentamiento. La barrera anti escombros es espaciada de tal manera que la misma sea corrida en el tope de la extensión pulida, y está especialmente diseñada para prevenir que los sólidos caigan y se decanten en el tope de la herramienta de asentamiento. Además, sirve de centralizador entre la extensión pulida y la herramienta de asentamiento.

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21 recuperada junto con la herramienta de corrida. El fluido entra y sale de la extensión a través de la sección, previniendo un potencial colapso de la extensión pulida.

Características de la Herramienta

• Filtra el fluido que entra o cae en la extensión pulida, reduciendo la posibilidad de que la herramienta de asentamiento se pegue o trabe por escombros en el tope.

• Unida al tope de la extensión pulida con un simple pin de corte. • Puede ser instalada en pup joint standard de drill pipe.

• Confiable y efectiva, mantenimiento sencillo.

• Disco de ruptura de back-up previene un colapso de la extensión pulida en caso que la rejilla se tapone por sólidos excesivos.

2.4.3.2 Substituto para empacaduras

El Substituto para Asentamiento de Empacadura con Indicador de Ruptura es una herramienta que se asienta entre el cuerpo principal de las herramientas de asentar el Liner y el Substituto de levantamiento superior.

El Substituto está diseñado para aplicar peso y en forma mecánica asentar las empacaduras del tope del liner.

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22 liner. Esto es especialmente útil cuando se corren liners en pozos de mucha desviación y donde se presentan "patas de perro".

Características y Beneficios

• Usada para aplicar peso y asentar las empacaduras de liner. • Compatible con la mayoría de herramientas de asentamiento.

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

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

• Incorpora rodamientos que permiten la rotación en la extensión de la empacadura lo cual permite aplicar más peso a través de la rotación.

2.4.3.3 Herramientas de Asentamiento de Liner

La Herramienta de Asentamiento de Liner "HR" (Liberación Hidráulica), se conecta a la camisa de asentamiento para tubería Liner, proporciona un medio para transportar una tubería liner pozo abajo, asentar un colgador para liner y soltar la tubería antes de la cementación. El mecanismo principal para liberación es hidráulico con un sistema mecánico secundario de emergencia. Esta herramienta transmite el peso del liner con una cuña soportada totalmente sin roscas la cual podría zafarse y dejar libre el liner cuando es corrida en el pozo.

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23 • Rotación después de soltar cuando se corre un colgador giratorio para tubería liner. Esta herramienta también puede ser utilizada para girar la tubería liner durante la cementación después que el colgador esté asentado y la herramienta usada para la corrida haya soltada de la tubería liner.

• Fácil arreglo para cargar la herramienta de asentamiento en la camisa de asentamiento para tubería liner "HR". Simplemente empuje directo hacia adentro y la herramienta automáticamente engancha en el perfil. Un giro máximo de 1/3 de vuelta engancha los dedos de torque.

• No necesita rotación para soltar después de activar el cilindro hidráulico, la herramienta es retirada con un levantamiento arriba.

• Botones de separación proporcionados en el diámetro externo de la herramienta para prevenir contacto de metal a metal mientras se incrusta o se suelta la herramienta de la extensión de agarre.

• Diámetro interno pulido en la camisa de asentamiento para tubería liner proporciona un diámetro interno suave para el paso de sellos y otras herramientas corridas a través del tope del liner. El sistema mecánico de emergencia en la eventualidad de que el mecanismo primario de liberación hidráulica falle, puede ser activado con 1/4 de vuelta hacia la izquierda.

2.4.3.4 Hydraulic Pushing Tool

En algunas aplicaciones, no es posible el uso de la herramienta convencional para el asentamiento de la empacadura de tope de liner (Setting dog sub).

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24 tope de liner. El Hydraulic Pusher Tool está diseñado para generar la fuerza de asentamiento requerida a la altura de la herramienta aplicando presión en la sarta corrida.

• Asegura que el liner packer reciba todo el peso de asentamiento aplicado, sin importar la desviación del pozo.

• Puede ser utilizado con la mayoría de setting tools.

• Permite que los liner packers se asienten hidráulicamente sin la necesidad del cilindro hidráulico en el empacador.

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

2.4.3.5 Herramientas de asentamiento Hidráulico para unidades de sellos insertables.

La Herramienta Hidráulica de Asentamiento, es utilizada conjuntamente con una bomba hidráulica para asentar todos los accesorios en la línea de producto de unidad de inserto de sello.

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

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25 • Sistema de liberación de seguridad.

• Kits adaptadores para todos los tamaños de equipos insertables

• Equipado con conexiones hidráulicas de rápida desconexión.

2.4.4 HERRAMIENTAS DE EXPANSIÓN Y CORRIDA

El Liner Hanger Setting Tool es activado hidráulicamente y diseñado para asentar y expandir el liner/packer. Utilizando la presión de superficie, un ancla hidráulica es primero asentada, permitiendo al cono asentar el liner hanger. La presión es descargada y las operaciones de cementación son llevadas a cabo. El colgador expandido provee una gran área de flujo en el espacio anular durante las operaciones de cementación. Seguido de las operaciones de cementación, la presión de superficie entonces es re-aplicada para asentar el Packer Seal con el cono.

Características y beneficios

• Habilidad para empujar, tirar y rotar el liner con altos rangos de torque y presiones mientras se está corriendo en el pozo.

• Herramienta de corrida de capacidad de tensión, que permite al operador correr largos y pesados liners a profundidad.

• Compatible con sistemas de tapones de cementación standards.

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26 • Incorpora un método de liberación mecánico de emergencia.

2.4.4.1 Camisa de Asentamiento y top packers

La camisa de asentamiento de liner y el Top Packers con receptáculo pulido provee un método para que la herramienta de asentamiento pueda transportar y asentar un liner.

2.4.5 COLGADORES HIDRÁULICOS Y EXPANDIBLES

A continuación se detallara los distintos sistemas de Liner Hanger Hidráulicos y Expandibles los mismos que se usan para sostener o cargar los distintos Liner o Casing.

2.4.5.1 Liner Hanger Hidráulico

El Colgador de Liner de Asentamiento Hidráulico es asentado por presión hidráulica dentro de la sarta de corrida; no se requiere movimiento reciprocante ni de rotación. El colgador tiene dos hileras de cuñas distribuidas con tres segmentos de cuñas en cada hilera.

El diseño distribuido provee un área de bypass grande para corrida fácil y circulación libre, y el área grande distribuida de contacto de cuña reduce la tensión en el revestimiento de soporte.

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27 Por lo tanto, se puede usar con efectividad en instalaciones donde hay peligro de que se atasque el liner, ya que puede ser asentado sin ningún movimiento del liner. Es especialmente útil en pozos costa afuera perforados desde embarcaciones flotantes.

٠Colgador de Liner asentado con presión hidráulica ٠No se requiere de rotación para asentar el Liner. ٠Diseño multicono ofrece una máxima área de bypass.

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

٠Mecanismo de asentamiento hidráulico probado en fábrica para asegurar confiabilidad.

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

2.4.5.2 Liner Hanger Expandible

Este sistema permite que el colgador se expanda por medio de un mandrel, el cual va a ser que el colgador se expanda de 16 a 24 pulgadas de diámetro. Este tiene dos series de cuñas o dientes que se van a acoplar directamente en la tubería de revestimiento, y gracias a que este sello es metal-metal, va a proporcionar un sello hermético mucho mayor, y soportar cargas bastantes altas.

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28

Alta capacidad de cargas y soporte de liners muy pesados. Mayor adherencia a la tubería de revestimiento previa. Se puede rotar mientras se corre la herramienta. Se puede rotar mientras se cementa la herramienta. Ofrece un sello primario y mayor hermeticidad.

2.4.6 CEMENTACIÓN Y COLGADORES APROPIADOS

Tenemos una variedad de sellos los cuales soportan presión diferencial en cualquier dirección y evita grandes efectos de pistón, a continuación detallo una variedad de sistemas de sellos, los mismos que se recuperan o son perforables.

2.4.6.1 Ensamblajes de sellos

El Nipple se corre como una parte integral del ensamblaje del colgador del liner. Tiene un diámetro interior pulido para recibir el sello y tiene un perfil de seguro para que los perros se asienten en él, de modo que no se moverá hasta cuando la herramienta de asentamiento se libere.

El Nipple normalmente se corre por debajo de una camisa de asentamiento del liner o de la empacadura y por encima del colgador de liner, con el extremo pin viendo hacia arriba. Durante las operaciones de cementación es el mecanismo que provee sello en dos direcciones.

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29 ٠Evita grandes efectos de pistón en la tubería de perforación.

٠Deja el liner sin restricción al finalizar la cementación.

2.4.6.2 Ensamblajes de sellos perforados

Esta herramienta es usada con el stinger y proporciona un sello total en ambas direcciones durante el asentamiento del colgador y cuando se realiza la cementación. Esta herramienta va instalada entre la camisa de asentamiento y el Colgador o también puede ser usada entre el Liner Top Packer y el Colgador tiene sellos que aguantan diferenciales de presión en ambos sentidos. Una vez que se ha corrido el Liner realizado la cementación esta herramienta hay que molerle o fresarle, esto se lo realiza con Broca Ticónica, sus elementos son fácilmente perforables.

٠Usado junto con stinger para proporcionar sello

٠Conectado entre el colgador y la camisa de asentamiento. ٠Sello total en dos direcciones durante la cementación

2.4.6.3 Unidad de sello Insertable

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30 La unidad de sello es un módulo de aluminio compacto con cuñas de aluminio en 360 grados. La unidad incluye además elastómeros y sellos metal-metal.

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

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

٠Perforable con todo tipo de brocas.

2.4.6.4 Slick Stinger

El slick Stinger es corrido por debajo de la herramienta de asentamiento junto con la sarta de corrida.

Su uso en conjunto con el packoff perforable insertado crea un sello positivo a ambos lados en el tope del liner.

El uso de slick stinger en conjunto con packoff perforable insertado reduce considerablemente la fuerza pistón durante la cementación, en comparación con los packoff de PBR, o copas, particularmente cuando se corren liners de mayor diámetro.

٠Herramienta sencilla, económica y confiable.

(45)

31

2.4.6.5 PBR de Cementación

Esta herramienta es usada entre la camisa de asentamiento o Liner packer y el diámetro interior es pulido y brinda una área donde el pack-off puede hacer sello mientras se realizan operaciones tales como asentar el Colgador y/o realizar la cementación, en la misma va colocado el pack-Off que brinda el sellado en ambas direcciones, viene esta herramienta en varias medidas de acuerdo al trabajo que va realizar.

٠Se conecta debajo de la camisa de asentamiento.

٠Superficie interna pulida ilimitada para colocar un ensamble de sellos “PBR” durante las operaciones de cementación.

٠Usado para insertar ensamblaje de sellos de producción en una completación sin empacadura convencional.

2.4.6.6 Empaque de Cementación PBR

Esta herramienta usada conjuntamente con espaciadores o Pup Joint proporciona un sello total en dos direcciones durante el asentamiento del colgador y cementación.

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32

• Sirve como sello dentro del liner durante las operaciones de cementación. • Retiene presión diferencial desde arriba y abajo.

2.4.7 EQUIPO DE CEMENTACIÓN DE SUPERFICIE

El equipo de cementación se usa con colgador de tubería tipo Liner para soltar los tapones bombeados hacia abajo como también soltar una bola que permite activar hidráulicamente el equipo pozo abajo, a continuación se detalla una variedad de los mismos.

2.4.7.1 Cabeza de Cementación Swivel

El Girador de Tubería Liner es principalmente utilizado para bombear el cemento y lodo a través de la tubería de perforación mientras se mantiene la tubería de perforación girando a través del múltiple.

• Ojales de levantamiento proporcionados para manejo. • Adaptadores de engrase proporcionados para lubricación. • Fácil ensamblaje y desensamblaje.

• Tapón proporcionado con uniones de golpe.

2.4.7.2 Cabeza de Cementación

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33

• La cabeza de cementación TD cuenta con conexiones de drill pipe que permiten soportar el peso del liner como de la sarta de corrida.

• El tapón limpiador de tubería o bola es soltado al darle media vuelta a la traba ubicada en el tope de la cabeza.

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

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

2.4.7.3 Adaptador positivo liberador de bola

La cabeza de cementación es usada en instalaciones de Liner Hanger para soltar los tapones limpiadores de tubería o bolas. El Adaptador Positivo para Descargar Bola, es utilizado para dejar caer una bola sin tener que romper las conexiones de la tubería de revestimiento o retirar cualquier unión de golpe. El Adaptador Positivo para Descargar la bola sujeta en un receso anexado, con un giro sencillo de la manija la bola es introducida dentro de la sarta de perforación.

• Capaz de descargar diversos tamaños de bolas - con diámetros desde 1-1/4 hasta 2-1/4 pulg.

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

• Conexiones para tubería de perforación.

(48)

34

2.4.7.4 Adaptador para verificación

El adaptador para verificación está ubicado por debajo de la cabeza de cementación para descargar el tapón. Un cambio en la posición de la bandera del adaptador para verificación de una posición horizontal (sostener) a una posición vertical (soltar) indica que el tapón ha abandonado la cabeza para descargar el tapón y ha comenzado a moverse hacia abajo por la tubería de perforación.

• Conexiones para tubería de perforación. • Fácil de Operar.

• Fácil de desensamblar y ensamblar. • Alta resistencia a la tensión.

2.4.7.5 Manifold de Cementación

La cabeza para descargar el tapón es utilizada en las instalaciones con colgador de tubería tipo Liner para soltar los tapones bombeados hacia abajo como también soltar una bola que permite activar hidráulicamente el equipo pozo abajo.

• Permite liberar el tapón o dardo de la tubería de trabajo desde la superficie. • Manifold de trabajo para cementación de liner.

(49)

35 • Las válvulas en la cabeza permiten que el flujo sea desviado por encima del tapón obtener su desplazamiento.

2.4.7.6 Equipo de mezclado de cemento

La Mezcladora Recirculante de Cemento es un sistema de mezclado de tipo avanzado con diferentes ventajas con respecto de otros sistemas convencionales.

▪ La mezcladora podrá configurarse para un control más preciso sobre la densidad de la lechada, lo que permite variaciones según como lo requieran los requisitos.

Mayor energía de mezcla.

Mayor control sobre las propiedades de lechada.

2.4.7.7 Camión de Bombeo de Cemento

La unidad de bombeo de la lechada de cemento, está ubicada en un camión, se operan intermitentemente a alta presión.

Las unidades de bombeo deben contar con un alto caballaje y amplios límites de torque. Deben contar con la relación de peso a caballaje más baja posible para satisfacer las consideraciones de su transportación hasta la locación.

(50)

36 combustible.

Las unidades de cementación pueden contar con múltiples de dos o tres bombas. Para sistemas de alta presión, una bomba mezcla mientras la otra desplaza. Los sistemas de baja presión utilizan una bomba centrífuga para mezclado y dos bombas de desplazamiento positivo para desplazar.

2.4.7.8 Accesorios de Cementación

El sistema de tapones incluye grandes adelantos de diseño para incrementar la confiabilidad y el desempeño. El arreglo de múltiples aletas en los tapones, limpiara con eficacia un amplio rango de pesos de tubería de revestimiento y dril pipe, a continuación detallo los sistemas de tapones.

2.4.7.8.1 Tapones Plug

El tapón Solo Plug está asegurado al adaptador liberador, por un mecanismo que solo puede ser soltado cuando el dardo llega y se aplica diferencial de presión, los tapones no pueden ser soltados mecánicamente de la sarta de corrida, por ejemplo cuando se levanta la sarta para chequear la liberación del setting tool, ya que no está sostenido por simples pines de corte. El release adaptador incluye un disco de ruptura que provee un confiable sistema de liberación de backup, en caso de que el solo plug no se libere con la presión de bombeo normal.

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37 • Mecanismo del diseño de cuello probado del sistema de tapón limpiador de liner.

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

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

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

2.4.7.8.2 Tapones limpiadores

Los tapones limpiadores de liner son usados para separar el cemento del fluido desplazante durante la cementación. El tapón limpiador de liner tipo I se encuentra unido por medio de pines de corte a la parte inferior de la herramienta de corrida, por debajo de la herramienta de asentamiento de liner y el sistema de packoff.

El tapón limpiador de liner tipo II es instalado en un sub sostenedor de tapones ubicado en la sarta del liner por debajo del colgador y de la herramienta de asentamiento.

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38

• Separa el cemento del fluido de desplazamiento.

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

• El tapón bombeado se engancha y sella por completo en el diámetro interior del tapón limpiador de colgador liberándolo del retenedor del tapón.

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

2.4.7.8.3 Tapon limpiador de tubería de perforación

El tapón limpiador de tubería, también conocido como dardo de drillpipe, es usado para limpiar la sarta de corrida detrás (y algunas veces por delante) del cemento. El tapón limpiador de tubería puede ser usado para acoplarse con el tapón limpiador de liner o puede usarse para limpiar tanto la sarta de corrida como el liner para aplicaciones de liner de diámetro pequeño.

Múltiples dardos pueden ser usados para obtener una limpieza más efectiva de los tubulares y reducir la contaminación de cemento.

Varias configuraciones de aletas, nariz y candados están disponibles para cubrir amplios rangos de aplicaciones.

٠Lanzado desde la superficie después de la mezcla de cemento limpia la tubería de Perforación.

٠Se acopla con el tapón limpiador de liner.

(53)

39

2.4.8 ACCESORIOS DEL LINER

La selección del equipo de flotación para un trabajo de liner es muy importante ya que de ello depende el éxito del trabajo, fallas en el equipo de flotación pueden resultar en costosos trabajos de reparación, a continuación se detalla una variedad de los mismos.

2.4.8.1 Zapato Flotador Tipo V

El zapato tipo V guía la tubería a través de las irregularidades del hueco y está diseñado para apoyarse en el fondo del pozo en caso que se asiente la tubería de revestimiento o liner, en estas condiciones se puede circular a través de sus orificios laterales.

Cuenta con dos válvulas de contrapresión, permitiendo una seguridad extra durante las operaciones. La parte inferior del zapato cuenta con aletas para facilitar su introducción, también se puede proporcionar sin ellas, si así lo requieren las condiciones del pozo, sus partes internas son fabricadas con materiales fácilmente.

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

٠Permite el bombeo de cemento a través de los orificios laterales cuando la punta de la zapata está en el fondo.

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

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40 El empleo de los collares flotadores es opcional y son utilizados para resolver la seguridad de una válvula de contra presión extra. La selección del collar flotador debe ser compatible con el zapato flotador.

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

٠Válvulas check adicionales que impiden el contra flujo durante las operaciones de cementación de liner.

٠El sistema de válvula check hecho de hierro fundido y de bronce es ideal para aplicaciones temperaturas extremadamente altas.

2.4.8.3 Landing Collar

Cuando son incorporadas herramientas activadas hidráulicamente en un liner, el landing collar es utilizado como un asiento de bola para facilitar el asentamiento de éstas. Este también es utilizado para agarrar y asegurar (rotacionalmente) el tapón limpiador de liner.

Una bola dejada caer desde la superficie aterriza en el asiento de bola del landing collar y permite que la herramienta hidráulica sea activada al aplicar presión. El asiento, luego es roto y cae junto con la bola a un adaptador sujetador de bola.

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41

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

٠Suministra el perfil de asiento y enganche para el tapón limpiador de liner. ٠Asiento de bola cizallable para activar las herramientas hidráulicas.

٠Diseño para ser perforado rápidamente.

٠La camisa de cerámica en el asiento desplazable impide la erosión mientras se acondiciona el hueco.

2.4.8.4 Accesorios Insertables

El empleo del equipo insertable es opcional y son utilizados para resolver la seguridad de una válvula de contra presión extra. El no usar este equipo puede resultar en costosos trabajos de reparación.

2.4.8.5 Flotador Insertable

En vista de que no se requiere de ningún cuerpo, este tipo de equipo de accesorio representa un ahorro cuando se usan roscas Premium y/o materiales especiales. Cada unidad de sello es designada para cubrir un rango específico de casing, y una vez instalada, esta es anclada permanentemente y sella en el sitio.

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42

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

٠Perforable con todo tipo de broca.

2.4.8.6 Zapato Flotador Insertable

La zapato flotador insertable guía la tubería a través de las irregularidades del hueco y está diseñado para apoyarse en el fondo del pozo en caso de que se asiente la tubería de revestimiento o liner, en estas condiciones se puede circular a través de sus orificios laterales. Cada unidad de sello es diseñada para cubrir un rango específico de casing, y una vez instalada, esta es anclada permanentemente y sella en el sitio. El accesorio a utilizar es luego roscado a tope o base de la unidad de sello, según convenga.

La unidad de sello es un módulo de aluminio compacto con cuñas de aluminio en 360 grados. La unidad incluye además elastómeros y sellos metal-metal. Las válvulas flotadoras insertadas están diseñadas y probadas para satisfacer las normas API recomendadas con especificaciones 10F.

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

(57)

(58)

44

CAPÍTULO III

3. METODOLOGÍA

3.1 PROGRAMA DE PERFORACIÓN DEL POZO SACHA 406D

El pozo sacha 406D es un pozo direccional, el cual esta perforado en tres secciones, la parte en la que se va a trabajar es en la sección final, en donde se va a colocar el liner, para lo se debe conocer que el ultimo casing que fue asentado es de 9 5/8’’, grado N80, 53,5 # (lb.pie), cuya zapata fue colocada a 9206ft TVD (Profundidad vertical verdadera), y se siguió perforando con broca de 8 ½’’ con un drill pipe de 5’’, 19.5 # (lb.pie) y Drill pipe heavy weight de 5’’ y 59,7 # (lb.pie) con Fluido de perforación de densidad 9,7 lb/gal hasta llegar a 11823 ft TVD.

TABLA N° 3.14 Características casing Intermedio

Tubería Diámetro Nominal (Plg)

Profundidad

(ft) Peso Tubería (lb-pie) GRADO

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

Drill Pipe 5 11823 19,5 Z-140 IEU

DPHW 5 - 59,7 Z-140 IEU

(59)

45

TABLA N° 3.2 5Características del Pozo Sacha 406 D

POZO 406 D Unidades

RIG PDV 79

DENSIDAD LODO 9,7 lb/gal

PESO BLOQUE VIAJERO 45000 Lbs

TVD Final 11823 Ft

DIAMETRO LAST CASING 9 5/8 In

ZAPATA L. CASING 9206 Ft

OPEN HOLE 8 ½ Plg

(60)

46

3

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

FUENTE: TIW VENEZUELA Taladro: PDV 79

Pozo: SACHA 406 D Campo: SACHA Provincia ORELLANA

Pais: ECUADOR Operadora : RIO NAPO

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

9.043,00 ft

9.206,00 ft

11.823,00 ft

Tope del Liner 7" :

ZAPATA de 9-5/8":

Profundidad Total:

(61)

47

3.2 DISEÑO DE LINER CON HANGER EXPANDIBLE EN LA

ZONA DE PRODUCCIÓN PARA EL POZO SACHA 406D

Una vez que se tiene los parámetros necesarios para elaborar un diseño de revestidor con liner, se tiene que tener consideraciones de diseño, entre las que sobresalen el diámetro exterior del mismo, las presiones soportadas por la tubería a colocar, el peso que este tendrá por unidad de longitud, el grado de acero, el tipo de junta o roscado que se va a colocar, y por supuesto la cantidad de cemento que se debe colocar para acoplar este a la formación.

El método que se usara para el diseño de este equipo, es el Método de ensayo y error con punto neutro.

3.2.1 PRESIÓN DE ASENTAMIENTO DE LINER

Se debe calcular la presión que tenemos justo en el punto en donde se asentó el casing intermedio para ver a que presión se debe asentar el liner.

Para esto se emplea la siguiente ecuación:

[3.1] Donde:

Pal: Presión a la profundidad en que se va a asentar el liner (psi) : Densidad del lodo (lb/gal)

D : Profundidad (pies)

DATOS:

(62)

48 D : 9206 (pies)

3.2.2 PRESIÓN HIDROSTATICA

Para realizar el cálculo de la presión hidrostática se debe hacer en el fondo del pozo para saber la presión que está sometida por el peso del fluido dentro de la columna.

Para esto emplearemos la ecuación 3.1.

DATOS:

: 9,7 (lb/gal) D : 11823 (pies)

3.2.3 DISEÑO POR CARGAS

(63)

49 externa de la formación y del fluido en el espacio anular, entre otros. Estas cargas deben ser calculadas para toda la vida útil del pozo, para su correcto funcionamiento.

3.2.3.1 Factores de diseño de seguridad

Las pérdidas de las propiedades en las tuberías generalmente se da por el uso normal de las mismas o por ambientes corrosivos o por factores manejados inapropiadamente u obviados en la etapa de diseño, estos son compensados en la industria petrolera, tanto así de tener valores usados como constantes, el cual brinda un margen de desempeño superior a las cargas esperadas.

Los factores de diseño usados en la industria petrolera son: - Colapso: 0,85 – 1,125

- Estallido: 1--- -- 1,11 - Tensión: 1,6----1,8

3.2.4 PRESIÓN DE COLAPSO

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

Pc = Ph * FSC [3.2]

Dónde:

Pc: Presión de colapso (psi) Ph: Presión hidrostática (psi)

(64)

50 Pc = Ph * FSC

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

6711 psi

3.2.5 PRESIÓN DE ESTALLIDO

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

Pe = P * FSE [3.3]

Pe: Presión de estallido (psi)

Pal: Presión de asentamiento (psi)

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

Pe = Pal * FSE

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

3.2.6 SELECCIÓN DEL TIPO DE LINER A UTILIZAR

(65)

51

TABLA N° 3.3 6Tipo de liner a ser usado

OD (Plg) 7

ID (Plg) 6,276

Peso lb/pie 26

Rosca Butress

Ps 110000

Pc psi >7000

Pe psi >6000

Grado T. P110

Rt 835000

FUENTE: Boletín API 5C2

OD: Diámetro de tubería externo en plg

ID: Diámetro interno de la tubería en plg.

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

Tipo de Rosca: Rosca BTC.

Ps: Grado de cedencia de la tubería en lbs.

Pc: Presión de colapso en psi.

Pe: Presión de estallido en psi.

Grado de Tubería: Tipo de acero empleado

(66)

52 Una vez que se ingresa al boletín 5C2 del API, se ha encontrado el tipo de liner a ser utilizado para este pozo, debido a que este pozo en especial tiene una profundidad que llega hasta los 11823 pies de longitud y debido a que según los cálculos de las presiones para que resista la tubería es bastante alta se ha descartado el grado de tubería C-95 por un rango de seguridad de +-10% y se deberá utilizar la tubería de mayor seguridad para este caso, la cual es la tubería de grado P110, esta tubería soporta presiones de colapso mayores de 7000 psi y presiones de estallido mayores de 6000 psi.

3.2.7 PROFUNDIDAD DE ASENTAMIENTO DEL LINER

La profundidad en donde termina el casing intermedio es decir en donde se encuentra la zapata del casing es a los 9206ft de profundidad, para saber en qué punto se debe asentar el liner se debe saber que se herramientas se va a utilizar para colgar el liner, para lo que se usa la experiencia, que siempre se debe de dejar un overlap (espacio) entre la zapata del casing intermedio y el casing, aproximado de 150 ft, esto se hace con el objetivo de que si se presentan problemas posteriores, poder manipular el liner, y dejar un buen espacio sellante entre el casing intermedio y el liner de producción, y para que tenga una buena adherencia el cemento.

La zapata del casing intermedio de 9 5/8’’ está en los 9206ft de profundidad por lo que si se resta 150ft se debe colocar el colgador a 9056ft.

(67)

53

3.2.8 RESISTENCIA A LA TENSIÓN

Se realiza el cálculo de la tensión de la tubería con respecto al factor de tensión a la tubería y la tensión que soporta la tubería seleccionada, para este caso la tubería de grado P110.

[3.4]

Rt: Resistencia a la tensión (lbs)

FST: Factor de seguridad de tensión (Se usa valor máximo) WTR : Peso total de la tubería

3.2.9 PESO DE LA TUBERÍA

Cuando se va a colgar la tubería se tiene que saber que el peso que tiene que soportar el colgador (hanger) sea menor que la tensión que soporta el tipo de tubería que se ha seleccionado para nuestro caso el P110.

Si el colgador se va a colocar a 9056 pies de profundidad y se va a colocar un liner hasta los 11821pies tendremos que; 11821-9056= 2765 pies de liner que se va a utilizar.

(68)

54 1pies---26 lbs

2765 pies--- = Wt = 71890 lbs

Sin embargo este valor no es el real pues las diferentes herramientas usadas en el equipo de liner son de diferentes pesos y tamaños en ciertos tramos por lo que se aumenta un 10% más del peso calculado, se obtendría:

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

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

Un peso bastante aproximado que tiene que soportar la tubería es de 79079 lbs y la resistencia de tensión de la tubería seleccionada es de 465000 lbs, por lo que se tiene un amplio rango se seguridad para colocar dicha tubería.

465000 lbs > 79079 lbs.

3.3 PROGRAMA DE CEMENTACIÓN

La cementación en un pozo es una parte fundamental en la culminación de la perforación de cada etapa del pozo, en este caso en la etapa final de perforación del pozo en donde se colocará el liner.