Liner Colgadores

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

TEMA:

“ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE CORRIDA DE LINERS

CONVENCIONALES Y CORRIDA DE LINERS EXPANDIBLES,

INSTALADOS POR LA COMPAÑÍA TIW VENEZUELA, SUCURSAL

ECUADOR EN DIFERENTES CAMPOS PETROLEROS DEL ECUADOR”

TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO DE

PETRÓLEOS

Autor: Marco Ricardo Bolaños Carranza

Director: Ing. Patricio Izurieta

Quito – Ecuador

2010

III

DECLARACIÓN

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor.

-------------------------------------------------------------------

MARCO RICARDO BOLAÑOS CARRANZA.

C.I. 1803596061

IV

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR

Certifico que la presente tesis de grado fue elaborada en su totalidad por el señor,

MARCO RICARDO BOLAÑOS CARRANZA.

Ing. Patricio Izurieta

DIRECTOR DE TESIS

V

CARTA DE LA EMPRESA

VI

AGRADECIMIENTO

A Dios por ser el ser supremo que me ha brindado su apoyo

permanente y me ha dado la fuerza suficiente para vencer los

momentos difíciles

A mi hermosa familia por estar siempre junto a mí y brindarme todo

el apoyo necesario para seguir por el camino del bien y conseguir

mis metas.

Al Ing. Patricio Izurieta, director de mi tesis, el cual siempre a

confiado y me apoyado en toda mi carrera universitaria.

Al Ing. James Bonilla, gerente de TIW Venezuela, Sucursal del

Ecuador por haberme permitido realizar mis prácticas y mi tesis en

la empresa que tan acertadamente la dirige.

Al Tlg. Darwin Molina, que ha sido mi apoyo en el base de TIW

Venezuela, Sucursal del Ecuador; el cual me ha impartido muchos

conocimientos y me tuvo mucha paciencia.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial y a los profesores de la

que han sido mis guías y han compartido todos los conocimientos

necesarios para lograr ser un profesional útil en el área petrolera.

Ricardo

VII

DEDICATORIA

Dedico esta tesis:

A mi padre y madre que han sido mi apoyo incondicional, en

los buenos y malos momentos, me han sabido aconsejar para

seguir adelante, y gracias a su gran esfuerzo, he logrado

cumplir una meta en mi vida. A mis hermanas que me han

sabido brindar el cariño necesario cuando más lo necesitaba y

que con sus bromas y regaños me han apoyado

constantemente. A mí novia que ha estado junto a mí en las

buenas y en las malas y me ha sabido apoyar y comprender.

Ricardo

VIII

ÍNDICE DE CONTENIDO

CARÁTULA .................................................................................................................... II

DECLARACIÓN ............................................................................................................ III

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR............................................................................. IV

CARTA DE LA EMPRESAAGRADECIMIENTO ........................................................ V

AGRADECIMIENTO..................................................................................................... VI

DEDICATORIA ........................................................................................................... VII

ÍNDICE DE CONTENIDO.......................................................................................... VIII

ÍNDICE GENERAL........................................................................................................ IX

ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................ XVI

ÍNDICE DE FOTOGRAFÍAS ..................................................................................... XIX

ÍNDICE DE TABLAS ................................................................................................. XXI

ÍNDICE DE ANEXOS ................................................................................................. XXI

RESUMEN ................................................................................................................. XXII

SUMMARY .............................................................................................................. XXIII

IX

ÍNDICE GENERAL

CAPÍTULO I ..................................................................................................................... 1

1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 1

1.1 Problema ................................................................................................................. 2

1.1.1 Planteamiento del problema ............................................................................. 2

1.1.2 Sistematización del problema .......................................................................... 2

1.1.3 Causas .............................................................................................................. 3

1.2 Objetivos ................................................................................................................. 3

1.2.1 General ............................................................................................................. 3

1.2.2 Específicos ....................................................................................................... 3

1.3 Justificación............................................................................................................. 4

1.4 Hipótesis .................................................................................................................. 5

1.4.1 Hipótesis general .............................................................................................. 5

1.4.2 Hipótesis específicas ........................................................................................ 5

1.5 Variables ................................................................................................................. 5

1.5.1 Variable dependiente ........................................................................................ 5

1.5.2 Variable independiente..................................................................................... 6

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

2. LINER CONVENCIONAL .......................................................................................... 7

2.1 Porqué correr un liner.............................................................................................. 7

2.1.1 Información necesaria para correr un Liner ..................................................... 8

2.2 Tipos de Liners ........................................................................................................ 8

2.2.1 Liner Intermedio o de Perforación ................................................................... 8

2.2.2 Liner de Producción ......................................................................................... 9

X

2.2.3 Liner (ext. Corta) Stub ................................................................................... 10

2.2.4 Liner (ext. larga) Tie-Back ............................................................................. 11

2.2.5 Scab Liner ...................................................................................................... 12

2.3 Selección de las partes del liner ............................................................................ 13

2.3.1 Collar de Asentamiento (Setting Collar) ........................................................ 14

2.3.2 Empaques de Liner (Packer) .......................................................................... 18

2.3.3 Colgadores de Liners...................................................................................... 22

2.3.3.1 Colgadores mecánicos ............................................................................. 22

2.3.3.1.1 Colgadores mecánicos disponibles .................................................. 22

2.3.3.1.2 Colgadores hidráulicos ..................................................................... 25

2.3.3.1.3 Colgadores hidráulicos ..................................................................... 25

2.3.4 Collar de Asentamiento .................................................................................. 27

2.3.5 Collar flotador (Float Collar) ......................................................................... 28

2.3.6 Zapata flotadora ............................................................................................. 29

2.3.7 Tapones de Limpieza ..................................................................................... 31

2.3.8 Obturadores .................................................................................................... 33

2.3.9 Herramientas de Asentamiento ...................................................................... 34

2.4 Corrida de un liner convencional .......................................................................... 37

2.4.1 Procedimiento de Ensamblaje de un Liner Convencional ............................. 37

2.4.1.1 Datos del pozo ......................................................................................... 38

2.4.1.2 Equipo de Liner Hanger .......................................................................... 38

2.4.1.2.1 Equipos ............................................................................................. 39

2.4.1.2.2 Setting Tools .................................................................................... 39

2.4.1.3 Calibraciones (Diagramas) ...................................................................... 39

XI

2.4.1.3.1 Calibraciones de Equipos ................................................................. 39

2.4.1.3.2 Calibraciones de Herramientas ........................................................ 47

2.4.1.4 Checklist para ensamblaje del SETTING COLLAR CON COLGADOR

............................................................................................................................. 48

2.4.1.4.1 Herramienta soltadora tipo “SJ SETTING TOOL” & “RPOB” ...... 48

2.4.1.5 Check List para mantenimiento de SETTING TOOL SJ, POLISH

NIPPLE, HANDLING NIPPLE.......................................................................... 50

2.4.1.6 Check List de mantenimiento de TOP DRIVE CEMENTING

MANIFOLD ........................................................................................................ 52

2.4.1.7 Check list para mantenimiento de RPOB................................................ 53

2.4.1.8 Certificación de herramientas ................................................................. 54

2.4.1.9 Prueba Hidrostática ................................................................................. 57

2.4.2 Procedimiento General ................................................................................... 57

2.4.2.1 Ensamble del colgador hidráulico con SETTING COLLAR Y RPOB . 58

2.4.2.1.1 Operación: ........................................................................................ 58

CAPÍTULO III ................................................................................................................ 63

3. LINER EXPANDIBLE .............................................................................................. 63

3.1 Plan de Desarrollo ................................................................................................. 63

3.2 Metas de desarrollo ............................................................................................... 63

3.3 Propósito del sistema expandible X-PAK ............................................................. 63

3.3.1 Beneficios ....................................................................................................... 64

3.4 Propósito del sistema expandible X-PAK / Rotación ........................................... 65

3.4.1 Beneficios ....................................................................................................... 65

3.5 Casos Históricos .................................................................................................... 67

XII

3.5.1 South Texas Land; corrida de X-PAK Drill Down: Liner de 5-1/2 in,17 lpp,

P-110 x 7-5/8 in,33.7 lpp, P-110 ............................................................................. 67


P-110 x 7-5/8 in,33.7 lpp, P-110 ............................................................................. 68

3.5.3 Casos Históricos en Latinoamérica – Ecuador (2006 – 2008) ....................... 68

3.6 Resumen General de las corridas .......................................................................... 69

3.7 Reporte de la prueba TIW 7-5/8” 39# P-110 x 9-5/8” 53.5# P-110 ..................... 70

3.7.1 Objetivo .......................................................................................................... 70

3.7.2 Equipo de prueba............................................................................................ 70

3.7.3 Procedimiento de prueba ................................................................................ 70

3.7.4 Resultado de las pruebas ................................................................................ 73

3.7.4.1 Prueba de presión de rendimiento al 80% ............................................... 77

3.7.4.2 Prueba de fondo de presión al 80% ......................................................... 79

3.7.4.3 Prueba de presión a 10000 psi ................................................................. 80

3.7.5 Conclusiones de las pruebas realizadas.......................................................... 82

3.8 Ventajas sobre el uso del Sistema Expandible X-PAK ......................................... 83

3.9 Corrida de un Liner Expandible ............................................................................ 84

3.9.1.1 Datos del pozo ......................................................................................... 84

3.9.1.2 Equipo de Liner Hanger .......................................................................... 85

3.9.1.2.1 Equipos ............................................................................................. 85

3.9.1.2.2 Setting Tools .................................................................................... 86

3.9.1.3 Calibraciones (Diagramas) ...................................................................... 87

3.9.1.3.1 Calibraciones de Equipos ................................................................. 87

3.9.1.3.2 Calibraciones de Herramientas ........................................................ 93

XIII

3.9.1.4 Checklist para ensamblaje de X PAK LINER HANGER ....................... 94

3.9.1.4.1 Herramienta activadora y soltadora tipo Multi-pistón Hydraulic X-

PAK ................................................................................................................. 94

3.9.1.5 Check List de mantenimiento de TOP DRIVE SWIVEL, CEMENTING

MANIFOLD, PLUG MANIFOLD, BALL DROPPING Y FLAG SUB ......... 100


MANIFOLD, PLUG MANIFOLD, BALL DROPPING Y FLAG SUB ......... 101

3.9.1.7 Certificación de herramientas ............................................................... 103

3.9.1.8 Prueba Hidrostática ............................................................................... 107

3.9.2 Procedimiento General ................................................................................. 108

3.9.2.1 Ensamble de colgador expandible X-PAK, DPOB y SETTING TOOL

hidráulico multi pistón ...................................................................................... 108

3.9.2.1.1 Procedimiento ................................................................................ 109

3.9.2.1.2 Características ................................................................................ 109

3.9.2.1.3 Procedimiento de Corrida .............................................................. 112

CAPÍTULO IV .............................................................................................................. 117

4. ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE CORRIDA DE LINERS

CONVENCIONALES Y CORRIDA DE LINERS EXPANDIBLES .......................... 117

4.1 Comparaciones entre el liner convencional y el liner expandible X-PAK ......... 118

4.1.1 Permite aplicar rotación durante la corrida y la cementación. Se puede

reciprocar de ser deseado. (Liner Expandible X-PAK) ........................................ 118

4.1.2 Se aplica rotación antes y después de asentados en colgadores especiales con

torque y peso limitado. (Liner convencional hidráulico y/o mecánico)................ 119

4.1.3 Mayor Capacidad de Carga. (Liner Expandible X-PAK) ............................ 120

XIV

4.1.4 Se puede diseñar para mayor capacidad de carga, pero disminuyendo el área

de flujo. (Liner convencional hidráulico y/o mecánico) ....................................... 120

4.1.5 Se utiliza un solo equipo: X-PAK HGR/PKR. (Liner Expandible X-PAK) 121

4.1.7 Genera un sello primario Metal-Metal y puede ser suministrado en materiales

resistentes a la corrosión y altas temperaturas (1000 °F) y 15 KSI. (Liner

Expandible X-PAK) .............................................................................................. 123

4.1.8 Se considera como sello secundario y provee sello a alta temperatura

utilizando accesorios adicionales hasta 10 KSI (Liner convencional hidráulico y/o

mecánico) .............................................................................................................. 124

4.1.9 Mejor área de flujo por su concentricidad minimizando riesgos de empaque

anular. Mejorando la hidráulica (Liner Expandible X-PAK)................................ 125

4.1.10 Área de flujo limitada a través de los conos pre-asentado y post-asentado

(Liner convencional hidráulico y/o mecánico). .................................................... 125

4.1.11 Mantiene integridad del sistema (Liner Expandible X-PAK). ................... 126

4.1.12 Mantiene integridad del sistema solo con colgadores mecánicos (Liner

convencional hidráulico y/o mecánico). ............................................................... 127

4.1.13 Reduce costos futuros (Liner Expandible X-PAK). ................................... 127

4.1.14 Solo el costo inicial es más económico (Liner convencional hidráulico y/o

mecánico). ............................................................................................................. 128

4.1.15 Garantiza la incapacidad de mover el liner después de asentado,

imposibilitando su flotación y/o recuperación (Liner Expandible X-PAK). ........ 128

4.1.16 Debe proveer cuñas bi-direccionales para evitar el movimiento en ambos

sentidos, limitándose a la capacidad de agarre de las cuñas (Liner convencional

hidráulico y/o mecánico). ...................................................................................... 129

XV

4.1.17 Construcción externa uniforme con mínimo de partes móviles (Liner

Expandible X-PAK). ............................................................................................. 130

4.1.18 Partes móviles y sellos parcial o totalmente expuestos (Liner convencional

hidráulico y/o mecánico). ...................................................................................... 131

4.2 Resultados de Corridas de Liners. ....................................................................... 132

4.2.1 Pozos corridos con Liners Convencionales.................................................. 132

4.2.1.1 Pozo Auca 76 D .................................................................................... 132

4.2.1.2 Pozo Culebra 10 H ................................................................................ 133

4.2.1.3 Pozo Yulebra 8 D .................................................................................. 133

4.2.2 Pozos corridos con liners Expandibles ......................................................... 134

4.2.2.1 Pozo PCCB-006 .................................................................................... 134

4.2.2.2 Pozo PCCB-010 .................................................................................... 134

4.2.2.3 Pozo PCCB-004 .................................................................................... 135

4.3 Equipos, herramientas y accesorios utilizados para el ensamblaje de Liners

Convencionales así como Liners Expandibles. ......................................................... 137

4.3.1 Equipos ......................................................................................................... 137

4.3.3 Accesorios .................................................................................................... 144

CAPÍTULO V ............................................................................................................... 148

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................ 148

5.1 Conclusiones ....................................................................................................... 148

5.2 Recomendaciones ................................................................................................ 151

GLOSARIO............................................................................................................... 153

BIBLIOGRAFÍA....................................................................................................... 156

ANEXOS................................................................................................................... 157

XVI

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA No 2.1 Liner intermedio o de perforación ......................................................... 9

FIGURA No 2.2 Liner de Producción ............................................................................ 10

FIGURA No 2.3 Liner (ext. Corta) Stub......................................................................... 11

FIGURA No 2.4 Liner (ext. larga) Tied-Back. ............................................................... 12

FIGURA No 2.5 Scab Liner............................................................................................ 13

FIGURA No 2.6 Collar tipo L ........................................................................................ 15

FIGURA No 2.7 Collar con receptáculo tipo LG ........................................................... 16

FIGURA No 2.8 Collar con receptáculo tipo LG y perfil RPOB ................................... 16

FIGURA No 2.9 Collar con receptáculo tipo LG, ranura RP & perfil RPOB ................ 17

FIGURA No 2.10 Collar con receptáculo tipo LG, ranura RP-RRP & perfil RPOB ..... 17

FIGURA No 2.11 Collar con receptáculo tipo LG, engranaje C & perfil RPOB ........... 18

FIGURA No 2.12 Empaque tipo L ................................................................................. 19

FIGURA No 2.13 Empaque tipo S con ranura C y perfil RPOB .................................... 20

FIGURA No 2.14 Empaque tipo HLP con cuñas de tensión .......................................... 20

FIGURA No 2.15 Empaque tipo LX .............................................................................. 21

FIGURA No 2.16 Empaque tipo HLX ........................................................................... 21

FIGURA No 2.17 Colgador „J‟ ....................................................................................... 23

FIGURA No 2.18 Colgador „EJP‟ .................................................................................. 23

FIGURA No 2.19 Colgador EJ-IB .................................................................................. 24

FIGURA No 2.20 Colgador EJ-IB-TC ........................................................................... 24

FIGURA No 2.21 Colgadores IB-R Hydro Hanger ........................................................ 26

FIGURA No 2.22 Colgadores IB-TC R RRP Hydro Hanger ......................................... 26

XVII

FIGURA No 2.23 Colgadores IB - TC - DD Hydro Hanger ......................................... 27

FIGURA No 2.24 Collar de asentamiento tipo “L” ........................................................ 28

FIGURA No 2.25 Collar de asentamiento tipo “HS-SR” ............................................... 28

FIGURA No 2.26 Collar flotador tipo “L” ..................................................................... 29

FIGURA No 2.27 Collar flotador tipo “CL” .................................................................. 29

FIGURA No 2.28 Zapata Flotadora tipo LS-2................................................................ 30

FIGURA No 2.29 Zapata doble válvula flotadora tipo 226 con orificios laterales ........ 30

FIGURA No 2.30 Tapón de liner tipo PDC .................................................................... 31

FIGURA No 2.31 Tapón del Drill Pipe .......................................................................... 31

FIGURA No 2.32 Tapón del liner (LWP & PDP) „LR‟ ................................................. 32

FIGURA No 2.32 Tapón del liner en Tandem ................................................................ 32

FIGURA No 2.33 Ensamble de unidad de sello ............................................................. 33

FIGURA No 2.34 Obturador perforable (DPOB) ........................................................... 33

FIGURA No 2.35 Obturador recuperable (RPOB) ......................................................... 34

FIGURA No 2.36 Herramienta tipo LN ......................................................................... 35

FIGURA No 2.36 Herramienta tipo SJ ........................................................................... 35

FIGURA No 2.37 Herramienta tipo SJ-T ....................................................................... 36

FIGURA No 2.38 Herramienta tipo RP-RRP ................................................................. 36

FIGURA No 2.39 Herramienta tipo H-1PL .................................................................... 37

FIGURA No 2.40 Inspección de Equipo ........................................................................ 40





XVIII




FIGURA No 2.47 Inspección de herramientas ............................................................... 47



FIGURA No 2.50 Plug Manifold .................................................................................... 57

FIGURA No 3.1 Partes del sistema expandible X-PAK................................................. 64

FIGURA No 3.2 Partes del sistema expandible X-PAK / Rotación ............................... 66

FIGURA No 3.3 Partes del sistema expandible X-PAK II ............................................. 66

FIGURA No 3.4 Proceso de expansión del cuerpo del colgador X-PAK ...................... 67

FIGURA No 3.5 Inspección de Equipo .......................................................................... 88






FIGURA No 3.11 Inspección de herramientas ............................................................. 103




FIGURA No 3.15 Setting Tool ..................................................................................... 107

FIGURA No 3.16 Top Drive Swivel ............................................................................ 107

FIGURA No 3.17 Top Drive Swivel ............................................................................ 108

XIX

FIGURA No 3.18 Colgador expandible X-PAK, DPOB y SETTING TOOL hidráulico

multi pistón.................................................................................................................... 111

FIGURA No 4.1 Área de flujo VS Capacidad de colgamiento .................................... 121

FIGURA No 4.2 Área de flujo ...................................................................................... 121

FIGURA No 4.4 Colgador mecánico ............................................................................ 123

FIGURA No 4.5 Packer ................................................................................................ 123

FIGURA No 4.6 Área de flujo del Liner Expandible X-PAK ...................................... 125

FIGURA No 4.7 Área de flujo ...................................................................................... 126

FIGURA No 4.8 Integridad del sistema ........................................................................ 126

FIGURA No 4.9 Colgador y orificio ............................................................................ 127

FIGURA No 4.10 Cuñas Liner Expandible X-PAK ..................................................... 129

FIGURA No 4.11 X-PAK Liner Hanger ...................................................................... 131

FIGURA No 4.12 Partes móviles expuestas ................................................................. 132

ÍNDICE DE FOTOGRAFÍAS

FOTOGRAFÍA N° 01 Setting tool y línea de presión ................................................... 71

FOTOGRAFÍA N° 02 Herramienta introducida para prueba de pozo ......................... 71

FOTOGRAFÍA N° 03 Shear Ring ................................................................................. 72

FOTOGRAFÍA N° 04 Herramienta antes y después de la liberación ............................ 73

FOTOGRAFÍA N° 05 X-PAK Expander ....................................................................... 73

FOTOGRAFÍA N° 06 Cuerpo del Expander .................................................................. 74

FOTOGRAFÍA N° 07 Casing y Nipple .......................................................................... 74

FOTOGRAFÍA N° 08 Prueba de Presión ....................................................................... 78

FOTOGRAFÍA N° 09 Corte del casing y el expansor .................................................... 81

FOTOGRAFÍA N° 10 Cuerpo del X-PAK después de la prueba ................................... 82

XX

FOTOGRAFÍA No 11 Sello Metal – Metal .................................................................. 124

FOTOGRAFÍA No 12 Cuñas Liner convencional ....................................................... 130

FOTOGRAFÍA No 13 High Pressure Test ................................................................... 137

FOTOGRAFÍA No 14 Torque Monitoring System (Twister 6000) ............................. 138

FOTOGRAFÍA No 15 Montacargas ............................................................................. 138

FOTOGRAFÍA No 16 Plataforma ................................................................................ 139

FOTOGRAFÍA No 17 Engrasador Neumático ............................................................. 139

FOTOGRAFÍA No 18 Tecle Eléctrico ......................................................................... 140

FOTOGRAFÍA No 19 Tecle Manual ........................................................................... 140

FOTOGRAFÍA No 20 Burro o soporte ........................................................................ 141

FOTOGRAFÍA No 21 Prensa de cadena ...................................................................... 141

FOTOGRAFÍA No 22 Soplete...................................................................................... 142

FOTOGRAFÍA No 23 Llave de Cadena ....................................................................... 142

FOTOGRAFÍA No 24 Amoladora................................................................................ 143

FOTOGRAFÍA No 25 Taladro ..................................................................................... 143

FOTOGRAFÍA No 26 Entenalla .................................................................................. 144

FOTOGRAFÍA No 27 Grasa roja ................................................................................. 144

FOTOGRAFÍA No 28 Grasa negra .............................................................................. 145

FOTOGRAFÍA No 29 WD-40...................................................................................... 145

FOTOGRAFÍA No 30 Banda ....................................................................................... 146

FOTOGRAFÍA No 31 Faja ........................................................................................... 146

FOTOGRAFÍA No 32 Llave Alien............................................................................... 147

FOTOGRAFÍA No 33 Plástico de Empaque ................................................................ 147

XXI

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA No 2.1 Equipos y herramientas a utilizarse ...................................................... 49

TABLA No 2.2 Componentes del Setting Tool .............................................................. 51

TABLA No 3.1 Fuerza VS. Tiempo ............................................................................... 75

TABLA No 3.2 Antes y después de la expansión ........................................................... 76

TABLA No 3.3 Variaciones del expansor ...................................................................... 77

TABLA No 3.4 Prueba de Presión, vs Tiempo ............................................................... 79

TABLA No 3.5 Prueba de Fondo de presión .................................................................. 80

TABLA No 3.6 Prueba de presión a 10000 psi .............................................................. 81

TABLA No 3.7 Equipos y herramientas a utilizarse ...................................................... 95

TABLA N° 4.1 Sistema Expandible X-PAK Vs. Colgadores Convencionales............ 117

TABLA N° 4.2 Resultados de corridas de liners convencionales VS liners expandibles

....................................................................................................................................... 136

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO No 1 Cálculos de los Pines Ball Seat Rotating Tool X-PAK ......................... 157

ANEXO No 2 Tubing Table ......................................................................................... 158

ANEXO No 3 Decimal Equivalents of Fractions ......................................................... 159

XXII

RESUMEN

El presente trabajo tiene como objetivo principal determinar mediante el análisis

comparativo entre la corrida del liner convencional y corrida del liner expandible, las

ventajas y desventajas de correr un liner u otro.

En el primer capítulo se detallan los objetivos del trabajo, justificación para desarrollar

el tema; variables involucradas, metodología y técnicas utilizadas en esta tesis.

El segundo capítulo podemos encontrar que es un liner convencional, las partes del

liner, procedimiento de ensamblaje, pruebas realizadas y el procedimiento de cómo

correr un liner convencional

En el tercer capítulo se puede observar que es un liner expandible, pruebas realizadas en

Houston, historial de corridas en el mundo y Ecuador, procedimiento de ensamblaje y

corrida de un liner expandible.

El cuarto capítulo detalla el análisis comparativo entre la corrida de liners

convencionales y corrida de liners expandibles, así como los resultados de las corridas y

las herramientas utilizadas para el ensamblaje de los mismos.

Finalmente el quinto capítulo corresponde a la parte más importante de la tesis que son

las conclusiones obtenidas en base al trabajo desarrollado, así como las

recomendaciones sugeridas muchas de ellas en función de las conclusiones alcanzadas.

XXIII

SUMMARY

This work has a primarily aims to determined by the comparative analysis of the run

conventional liner and run expandable liner, the advantages and disadvantages running

a liner or another.

In the first chapter details the work objectives, justification to develop the topics,

variables involved, methodology and techniques used in this thesis.

The second chapter we find it is a conventional liner, the parties of the liner, assembly

procedures, and testing procedure as running a conventional liner.

In the third chapter can be seen which an expandable liner is, testing

performed in Houston, history pops in the world and Ecuador, assembly and run

procedure an expandable liner.

The fourth chapter details the comparative analysis between conventional liners run and

run expandable liners, and the results of the runs and the tools used to assemble them.

Finally, the fifth chapter corresponds to the most important part of the thesis where the

conclusions are based on the work developed, and many of the recommendations were

suggested in function of the conclusions reached.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

La tecnología para perforación y cementación de pozos profundos ha dado grandes

pasos desde 1965. Las condiciones operacionales que se consideraban antes como

imposibles o difíciles ahora se tratan como cosa común y corriente. Hay muchos pozos

de mayor profundidad que 15000 pies y aquellos con temperaturas de fondo de pozo de

más de 230 °F deben siempre ser considerados críticos. Pocos de estos pozos se

completan de manera rutinaria. Una parte prácticamente importante de cualquier

intervención de pozo profundo tiene que ver con el desplazamiento y cementación

dentro del pozo de revestidores convenientes para perforación, producción y de alcance

corto, puesto que el éxito de toda la operación depende de la capacidad de estas sartas

“cortas” de revestimiento.

Se entiende por revestidor toda sarta de revestimiento con su parte superior debajo de la

superficie del pozo. Esto incluye tanto sartas cementadas como de criba o perforadas.

La mayoría de los pozos profundos comienzan con un conductor de 20 a 30 pulgadas o

cañería de revestimiento superficial y de terminan con revestidores de 5, 5 ½ ó 7

pulgadas. En algunos huecos profundos, es necesario bajar dos revestidores (intermedio

y de producción) para alcanzar el objetivo de perforación final. Se emplean sartas tie-

back (de enlace) con la superficie para estabilizar y reforzar el revestidor intermedio,

que puede haberse debilitado debido a la perforación.

2

En el presente trabajo se plantean los problemas o inconvenientes que se pueden generar

al no instalar liners convencionales o expandibles, así como las ventajas y beneficios de

usarlos en los diferentes campos petroleros del Ecuador.

1.1 Problema

Encontramos altos costos en la tubería, así como peso excesivo en el cabezal de

producción; también formaciones inconsolidadas o plásticas, problemas al no poder

realizar la cementación de una manera convencional, a la vez que también tenemos

daños en revestimientos intermedios y encontramos tuberías de producción de

diámetros restringidos.

1.1.1 Planteamiento del problema

En muchos pozos petroleros se acostumbraba o acostumbra a utilizar tubería en exceso,

Obteniendo como resultados altos costos de tubería, exceso de peso en el cabezal,

problemas de cementación, entre otros, pero la solución a esto es la utilización de

liners, ya sea convencionales o expandibles obteniendo ciertas ventajas que son para

beneficio de la empresa operadora.

1.1.2 Sistematización del problema

Altos costos en la tubería

Peso excesivo en el cabezal de producción

Formaciones inconsolidadas o plásticas

Problemas al no poder realizar la cementación de una manera convencional

Daños en revestimientos intermedios

Tuberías de producción de diámetros restringidos.

3

1.1.3 Causas

Los altos costos de tubería se producen ya que las empresas petroleras usan

casing o tubería de producción en exceso, usan casing 7” por 11500 pies,

teniendo como alternativa usar liners a tan solo 2500 pies, logrando un ahorro de

tubería.

El no uso de liners convencionales o ya sea expandibles, se debe al

desconocimiento de nueva tecnología.

Tenemos la imposibilidad de llegar a punto de casing, debido a pegas.

El excesivo uso de casing.

Encontramos como problema, los diámetros de casing de producción.

1.2 Objetivos

1.2.1 General

Determinar mediante el análisis comparativo entre corrida de liners

convencionales y corrida de liners expandibles las ventajas y desventajas de

correr un colgador u otro.

1.2.2 Específicos

Determinar las ventajas entre la corrida de liners convencionales y la corrida de

liners expandibles.

Analizar los resultados obtenidos en varios pozos petroleros, en los que se corrió

liners expandibles vs liners convencionales.

4

Demostrar las facilidades de operación, al usar liners convencionales o liners

expandibles.

1.3 Justificación

La industria petrolera se encuentra en todo momento a la par con la tecnología,

pero en muchos países y lugares, donde no se conoce la nueva tecnología o se

dejan llevar por los métodos tradicionales, se desconoce de las ventajas y

beneficios de estas tecnologías, este es el caso de no usar liners convencionales o

liners expandibles, obteniendo ventajas como reducción de costos en tubería en

la tubería de producción, aislando zonas de pérdida, o intervalos de baja o altas

presiones, controlando formaciones inconsolidadas o plásticas, mejorando la

hidráulica durante la perforación, ya que puede ser utilizada tubería de mayor

diámetro en la parte del pozo; además usando cuando no es posible hacer la

cementación de manera convencional, reduciendo el peso soportado en el

cabezal de producción, a la vez evita el dejar lodo en el anular detrás del

revestidor, lo cual es un potencial peligro de colapso, repara daños en

revestimientos intermedios y permite cementar revestidores con pequeña

tolerancia donde herramientas de doble etapas no pueden hacerlo, además da la

opción y la flexibilidad de utilizar mayores diámetros en la tubería de

producción.

5

1.4 Hipótesis

1.4.1 Hipótesis general

Del resultado del análisis comparativo entre correr liners convencionales y

correr liners expandibles podremos conocer las ventajas de cada uno de ellos,

por consiguiente, se podrá conocer cuál es la mejor aplicación para similares

tipos de pozos, con los respectivos resultados, condiciones técnicas,

optimización de corridas de liners y cementación.

1.4.2 Hipótesis específicas

El análisis de los trabajos realizados con los liners convencionales vs. Los

trabajos realizados con los liners expandibles nos va a dar una idea de los

beneficios y ventajas de un sistema en contra al otro.

Con la tabla comparativa entre correr liners convencionales y correr liners

expandibles podremos comprobar o verificar los beneficios de uno u otro

método.

1.5 Variables

1.5.1 Variable dependiente

La correcta selección de una adecuada corrida de liners.

Las ventajas y beneficios de una u otra corrida de liners.

Los costos de una u otra corrida de liners.

6

1.5.2 Variable independiente

Corrida de liners convencionales.

Corrida de liners expandibles.

CAPÍTULO II

7

CAPÍTULO II

2. LINER CONVENCIONAL

Un liner está definido como sarta de revestimiento o tubería con su tope por debajo de la

superficie del pozo. Un Liner puede ser posicionado en el fondo sin el uso de un

Colgador. En la mayoría de los casos, un Liner es suspendido en un revestimiento

anterior por medio de un Colgador.

2.1 Por qué correr un liner?

Reduce costos en tubería.

Aisla zonas de pérdida, o intervalos de baja o altas presiones.

Controla formaciones inconsolidadas o plásticas.

Mejora la hidráulica durante la perforación, ya que puede ser utilizada tubería de

mayor diámetro en la parte del pozo.

Usado cuando no es posible hacer la cementación de manera convencional.

Reduce el peso soportado en el cabezal de producción.

Evita el dejar lodo en el anular detrás del revestidor, lo cual es un potencial

peligro de colapso.

Reparar daños en revestimientos intermedios.

Permite cementar revestidores con pequeña tolerancia donde herramientas de

doble etapas no pueden hacerlo.

Da la opción y la flexibilidad de utilizar mayores diámetros en la tubería de

producción.

8

2.1.1 Información necesaria para correr un Liner

Diámetros, Peso, Grado de Acero y Profundidad del casing.

Diámetros, Peso, Grado de Acero, Tipo de rosca y Profundidades del Liner.

Temperatura del pozo a la profundidad del Liner.

Tipo de Lodo.

Tipo de Completación

Tamaño, Condición y Desviación del pozo

2.2 Tipos de Liners

Liner intermedio o de perforación.

Liner de producción.

Liner (ext. corta) Stub.

Liner (ext. larga) Tied-Back.

Scab Liner

2.2.1 Liner Intermedio o de Perforación

Permite profundizar más las operaciones de perforación aislando zonas de pérdidas o de

altas presiones y zonas de derrumbes o formaciones plásticas. En lugar de un revestidor

completo a lo largo, el liner de perforación mejora la hidráulica de perforación debida a

que el corte transversal es mejor sobre el tope del liner permitiendo el uso de tubería de

perforación de mejor diámetro reduciendo la caída de presión en el anular.

9

FIGURA No 2.1 Liner intermedio o de perforación

Fuente: TIW Seminario Completo

Elaborado por: Ricardo Bolaños C.

2.2.2 Liner de Producción

Son los utilizados para cubrir las zonas de interés o de producción.

10

FIGURA No 2.2 Liner de Producción



2.2.3 Liner (ext. Corta) Stub

Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en el casing sobre un Liner

existente, y para proveer protección adicional en contra de la corrosión y/o presión. Se

extiende desde el tope del Liner a un punto intermedio del Casing. Generalmente de 100

a 500 pies.

11

FIGURA No 2.3 Liner (ext. Corta) Stub



2.2.4 Liner (ext. larga) Tie-Back

Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en el casing sobre un Liner

existente, y para proveer protección adicional en contra de la corrosión y/o presión. Se

extiende desde el tope del Liner hasta la Superficie. Puede también ser utilizado en

cementaciones de dos etapas en caso de ser requerido. Incrementando la resistencia al

Colapso del Casing existente.

12

FIGURA No 2.4 Liner (ext. larga) Tied-Back.



2.2.5 Scab Liner

Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en el Casing o Liner. Se

extiende desde cualquier punto por debajo de la zona dañada del Revestidor hasta otro

punto por encima de la zona a reparar. Puede ser cementado o asilado con obturadores.

13

FIGURA No 2.5 Scab Liner



2.3 Selección de las partes del liner

Collar de asentamiento (Setting Collar)

Empaques de liners (Packer)

Colgadores

Mecánicos:

Convencionales

De rotación

14

Hidráulicos:

Convencionales

De rotación

Collar de acople (Landing Collar)

Collar flotador (Float Collar)

Zapatos

Tapones

Obturadores

Herramientas de asentamiento

2.3.1 Collar de Asentamiento (Setting Collar)

Un Collar de Asentamiento tiene la rosca en la cual se conecta la herramienta para

soportar al Liner.

La mayoría de estos collares permiten realizar extensiones, sentar empaques dentro del

Liner y reparar/remplazar liner o revestimientos.

Un Collar de Asentamiento con Receptáculo es recomendado para aplicaciones de liner

donde se requiere mantener presiones, rotar y/o un sello positivo entre la herramienta y el

liner.

15

Contamos con los siguientes tipos de collares de asentamiento:

Collar tipo L.

Collar con receptáculo tipo LG.

Collar con receptáculo tipo LG y perfil RPOB.

Collar con receptáculo tipo LG, ranura RP & perfil RPOB.

Collar con receptáculo tipo LG, ranura RP-RRP & perfil RPOB.

Collar con receptáculo tipo LG, engranaje C & perfil RPOB.

FIGURA No 2.6 Collar tipo L



16

FIGURA No 2.7 Collar con receptáculo tipo LG



FIGURA No 2.8 Collar con receptáculo tipo LG y perfil RPOB



17

FIGURA No 2.9 Collar con receptáculo tipo LG, ranura RP & perfil RPOB



FIGURA No 2.10 Collar con receptáculo tipo LG, ranura RP-RRP & perfil RPOB



18

FIGURA No 2.11 Collar con receptáculo tipo LG, engranaje C & perfil RPOB



2.3.2 Empaques de Liner (Packer)

Un empaque de liner reemplaza al collar de asentamiento y es conectado a la parte

superior del colgador para dar sello en el anular del liner y el revestimiento anterior.

Un empaque para liner tiene los siguientes usos:

Proporciona un sello secundario en el tope del liner.

Permite que el exceso de cemento por encima del colgador sea reversado sin que

las presiones de circulación afecten la formación.

No permite la migración de gas desde la formación.

Usado con liner ranurados no cementados.

Para localizar el fondo del pozo y sellar el tope del liner.

19

Los empaques para Liner deben ser usados con algún tipo ensamblaje.

Empaque tipo L.

Empaque tipo S con ranura C y perfil RPOB.

Empaque tipo HLP con cuñas de tensión.

Empaque tipo LX

Empaque tipo HLX

FIGURA No 2.12 Empaque tipo L



20

FIGURA No 2.13 Empaque tipo S con ranura C y perfil RPOB



FIGURA No 2.14 Empaque tipo HLP con cuñas de tensión



21

FIGURA No 2.15 Empaque tipo LX



FIGURA No 2.16 Empaque tipo HLX



22

2.3.3 Colgadores de Liners

Un colgador de Liner es una herramienta con cuñas dentadas que se deslizan al frente de

los conos para lograr agarre con la pared del revestimiento, lo cual permite suspender al

Liner. La mayoría de los colgadores de Liner son activados mecánica o hidráulicamente.

2.3.3.1 Colgadores mecánicos

Un colgador Mecánico es activado por el movimiento de la tubería de asentamiento o de

trabajo; esta es rotada para desenjotar la „J‟ de la ranura, aplicándose peso entonces, para

activar las cuñas.

Como una opción, una junta giratoria puede ser corrida por debajo del colgador para

permitir rotar la sarta de trabajo sin mover al liner.

El colgador mecánico no tiene elastómeros o pistón hidráulico los cuales podrían causar

fugas o reducciones en la Integridad de Presión.

Ventajas de usar Colgadores Mecánicos:

Ideal para correr en pozos con excesivos pesos de lodo.

Máximas áreas de flujo.

Presión Integral.

Pozos rectos o con ángulos máximos de 45º.

2.3.3.1.1 Colgadores mecánicos disponibles

Existen los siguientes colgadores mecánicos disponibles:

23

Colgador J

Colgador EJP

Colgador EJ-IB

Colgador EJ-IB-TC

FIGURA No 2.17 Colgador „J‟



FIGURA No 2.18 Colgador „EJP‟



24

FIGURA No 2.19 Colgador EJ-IB



FIGURA No 2.20 Colgador EJ-IB-TC



25

2.3.3.1.2 Colgadores hidráulicos

El colgador hidráulico es el que se asienta con aplicación de presión esta a su vez ejerce

una fuerza en un pistón que sobrepasa la fuerza ejercida por el resorte o pines de corte,

permitiendo que las cuñas se muevan a su posición de asentamiento. La mayoría de los

colgadores hidráulicos están diseñados con un resorte localizado en su parte exterior

debajo del sistema de cuñas que permite que las cuñas se retracten a su posición de

corrida con un movimiento hacia arriba tomando en cuenta que el sistema debe estar

descompresionado.

Ventajas en el uso de Colgadores Hidráulicos:

Puede ser utilizado en pozos desviado ya que no requiere de ninguna maniobra en

superficie

No contienen ningún mecanismo ni flejes de fricción que puedan dañarse durante

su corrida.

Puede ser asentado aun en caso de estar pegado el liner.

Recomendado cuando se va a correr a través de otro liner

Recomendado cuando va a ser utilizado en plataformas flotadoras, debido al

movimiento que ocasiona la marea

Puede ser desasentado y asentado por varias veces

2.3.3.1.3 Colgadores hidráulicos

Existen los siguientes colgadores hidráulicos disponibles:

IB-R Hydro Hanger

IB-TC R RRP Hydro Hanger

26

IB- TC- DD Hydro Hanger

FIGURA No 2.21 Colgadores IB-R Hydro Hanger



FIGURA No 2.22 Colgadores IB-TC R RRP Hydro Hanger



27

FIGURA No 2.23 Colgadores IB - TC - DD Hydro Hanger



2.3.4 Collar de Asentamiento

El collar está diseñado para recibir el tapón de desplazamiento del liner conjuntamente

con el tapón de la sarta de trabajo. Contiene un dispositivo o candado y un receptáculo

que una vez recibido los tapones forma un sello positivo y el candado o rachet mantiene

al tapón en posición.

Básicamente existen dos tipos de collares:

Collar de Asentamiento tipo “L”

Collar de Asentamiento tipo “HS-SR”

28

FIGURA No 2.24 Collar de asentamiento tipo “L”



FIGURA No 2.25 Collar de asentamiento tipo “HS-SR”



2.3.5 Collar flotador (Float Collar)

El collar de flotación es una válvula adicional de contra flujo o contra presión que

asegura el que el cemento no retorne hacia liner después del desplazamiento

generalmente es colocado una o dos junta por arriba de la zapata de flotación.

Básicamente existen dos tipos de collares de flotación:

Collar de flotación tipo “L”

Collar de flotación tipo “CL”

29

FIGURA No 2.26 Collar flotador tipo “L”



FIGURA No 2.27 Collar flotador tipo “CL”



2.3.6 Zapata flotadora

El zapato flotador es colocado en la parte inferior de la primera junta o tubo de un liner

consiste de unos orificios de impacto que facilitan el lavado hacia abajo durante su

corrida y de algunas partes interiores fáciles de perforar aun mas manteniendo sus

propiedades resistentes a la abrasividad, corrosividad y temperatura de los fluidos. Su

30

función principal es la de evitar que el cemento retorne dentro del liner por diferencial de

presión.

Contamos con los siguientes tipos de zapatas:

Zapata flotadora tipo LS-2

Zapata doble válvula flotadora tipo 226 con orificios laterales

FIGURA No 2.28 Zapata Flotadora tipo LS-2



FIGURA No 2.29 Zapata doble válvula flotadora tipo 226 con orificios laterales



31

2.3.7 Tapones de Limpieza

Existen los siguientes tapones de limpieza:

Tapón del liner tipo PDC.

Tapón del Drill Pipe.

Tapón del liner (LWP & PDP) „LR‟.

Tapón del liner en Tandem.

FIGURA No 2.30 Tapón de liner tipo PDC



FIGURA No 2.31 Tapón del Drill Pipe


Elaborado por: Ricardo Bolaños C

32

FIGURA No 2.32 Tapón del liner (LWP & PDP) „LR‟



FIGURA No 2.32 Tapón del liner en Tandem



33

2.3.8 Obturadores

Son los que proveen un sello positivo entre la herramienta soltadora y el liner

permitiendo que el flujo circule en una sola dirección.

Tenemos los siguientes tipos de obturadores:

Ensamble de una unidad de sello

Obturador perforable (DPOB)

Obturador recuperable (RPOB)

FIGURA No 2.33 Ensamble de unidad de sello



FIGURA No 2.34 Obturador perforable (DPOB)



34

FIGURA No 2.35 Obturador recuperable (RPOB)



2.3.9 Herramientas de Asentamiento

Las herramientas soltadoras o de asentamiento son las utilizadas para transportar,

maniobrar en caso de ser necesario, sentar y soltar el liner y/o empaques conjuntamente.

Básicamente consiste en dos formas de desconexión mecánica e hidráulicamente.

Entre los diferentes tipos de herramientas tenemos:

Herramienta tipo LN

Herramienta tipo SJ

Herramienta tipo SJ-T

Herramienta tipo RP-RRP

Herramienta tipo H-1PL

35

FIGURA No 2.36 Herramienta tipo LN



FIGURA No 2.36 Herramienta tipo SJ



36

FIGURA No 2.37 Herramienta tipo SJ-T



FIGURA No 2.38 Herramienta tipo RP-RRP



37

FIGURA No 2.39 Herramienta tipo H-1PL



2.4 Corrida de un liner convencional

Para correr un liner convencional, se debe seguir normas y procedimientos que son

implantados en TIW Houston; si existiera algún cambio en dicha corrida se lo debe

reportar inmediatamente al Jefe de operaciones.

2.4.1 Procedimiento de Ensamblaje de un Liner Convencional

Para realizar el ensamblaje de un liner convencional, se debe seguir todos los pasos y

procedimientos establecidos en la planta de TIW Houston, sin omitir o cambiar alguna,

si fuera extremadamente necesario; se debe avisar a las oficinas de Quito, para luego

informar a Houston.

38

2.4.1.1 Datos del pozo

Orden de trabajo

Atención: José López

Fecha:

Operadora: Petroproducción

Rig: CPEB 50112

Well: Drago Norte 15 D

Solicitado por:

Fecha máxima de envío:

LINER CASING

OD: 7” 9-5/8”

PESO: 26# 47#

CONNECCION: BTC BTC

GRADO: C-95 N-80

DRIFT: 6.151” 8.525”

2.4.1.2 Equipo de Liner Hanger

Utilizamos los siguientes equipos, que son importados desde Houston Texas, necesitan

ser calibrados y se debe realizar pruebas de presión, por seguridad y calidad.

39

2.4.1.2.1 Equipos

Item QTY Descripción:

1 1 C-6 SETTING COLLAR W/RPOB

2 1 IB HYDRO HANGER

3 1 PDC HS-SR LANDING COLLAR

4 1 FLOAT COLLAR

5 1 TIW 226-DV SHOE

6 1 PDC LINER WIPER PLUG f/7” LINER

7 1 PDC PUMP DOWN PLUG f/5” DP

2.4.1.2.2 Setting Tools

Item QTY Descripción:

1 1 HANDLING NIPPLE

2 1 SJ SETTING TOOL (2 SHEAR PINS)

3 1 SLICK JOINT

4 1 RPOB

5 1 TOP DRIVE MANIFOLD

2.4.1.3 Calibraciones (Diagramas)

Las calibraciones se las debe realizar siempre antes de ensamblar los equipos, ya que

esto garantiza que el diámetro de las roscas y las longitudes de todos los equipos sean

los especificados y solicitados por la empresa operadora.

2.4.1.3.1 Calibraciones de Equipos

Se han calibrado los siguientes equipos, siguiendo las normas y procedimientos

establecidos.

40

FIGURA No 2.40 Inspección de Equipo


Fuente: TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador

41




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47

2.4.1.3.2 Calibraciones de Herramientas

Se han calibrado las siguientes herramientas, siguiendo las normas y procedimientos

establecidos.

FIGURA No 2.47 Inspección de herramientas



48

2.4.1.4 Checklist para ensamblaje del SETTING COLLAR CON COLGADOR

El Checklist para el ensamblaje, se lo realiza antes de ensamblar el SETTING

COLLAR CON COLGADOR, para comprobar que se encuentre en perfecto estado y no

produzca fallas o problemas al momento de la corrida.

2.4.1.4.1 Herramienta soltadora tipo “SJ SETTING TOOL” & “RPOB”

Orden de trabajo N°

Operadora: Petroproducción

Campo: Drago

Pozo: Drago Norte 15 D

Liner:

OD: 7000”

PESO: 26#

ROSCA: BTC

GRADO: P-110

ID: 6.276‟‟

DRIFT: 6.151‟‟

Casing:

OD: 9.625‟‟

PESO: C.95

GRADO:

ID: 8.681

DRIFT: 8.525”

49

1. Distinguir y elegir equipos y herramientas para utilizar de acuerdo al programa,

verificar número de serie indicados en la siguiente tabla:

TABLA No 2.1 Equipos y herramientas a utilizarse

DESCRIPCIÓN N- SERIE

C SETT. COLL 09H02574

HYD HGR 09H02579

SJ SETT. TOOL 00B01262

RPOB 89L88270



2. Llenar formatos TIW de verificación de equipos y herramientas (incluye

información de OD, ID, y longitudes)

3. Colocar el C Setting Collar en la prensa agarrando de la parte inferior y retirar la

camisa.

4. Instalar el RPOB en el perfil de alojamiento del Setting Collar, verificar que los

perros del RPOB se asienten totalmente en dicho perfil

5. Colocar la camisa del C Setting Collar sobre el Handling Nipple del Setting Tool

ensamblado.

6. Chequear que los pines de rompimiento de la herramienta SJ estén colocados en

la posición correcta, cantidad 2 diámetro 5/8

7. Insertar Polished Niple en el RPOB instalado en la Camisa inferior del C Setting

Collar y desplazar hasta el tope.

50

8. Insertar la rosca liberadora del Setting Tool tipo SJ girando hacia la izquierda (9

vueltas para 5‟‟) (13 vueltas para 7‟‟) (14 vueltas para 7-5/8‟‟) (25 vueltas para

9-5/8‟‟ – 9-7/8‟‟). Posicionar en el perfil C del SJ con el perfil C del Setting

Collar).

9. Inspeccionar el o‟ring del Setting Collar y acoplar la camisa con el C Setting

Collar.

10. Instalar colgador de Liner en la sección inferior del C Setting Collar. Ajustar de

acuerdo a torque recomendado para el tipo de conexión utilizada.

11. Enroscar el Couppling con el Polished Nipple. Asegurase que vaya bien

apretado.

12. Tomar las medidas de recorrido del RPOB sobre el Polished Nipple 1510‟y del

Handling Nipple 1185‟

13. Colocar protectores de roscas, pintar el conjunto y proteger Sistema del

Colgador de Liner, strainer, extremos superior e inferior de la herramienta.

14. Rotular en la herramienta: Cliente y pozo

2.4.1.5 Check List para mantenimiento de SETTING TOOL SJ, POLISH NIPPLE,

HANDLING NIPPLE.

1. Lavado integral del setting tool llegado y cepillado de la herramienta.

2. Se coloca la parte superior del SJ setting tool en la llave de cadena de torque

asegurándola fuertemente. También se coloca los burros a los dos extremos de la

herramienta.

3. Se procede a desarmar componente por componente el setting tool, separando

las siguientes partes, manteniendo este orden y retirando todos los prisioneros

51

siempre y cuando haya cumplido 5 operaciones consecutivas (ver tabla de

trazabilidad)

TABLA No 2.2 Componentes del Setting Tool

PARTE NUMERO DE SERIE

Polish nipple 04D02492

SJ setting tool 00B01262

Handling Nipple 97A00829

Tool Joint 07A00357

Strainer 01IE00002



4. Se realiza la inspección de la integridad de los componentes desarmados así

como el estado de las roscas utilizando los servicios de una compañía externa,

siempre y cuando la herramienta este desarmada.

5. Se cambia los o‟ring de las roscas ACME de ser necesario y se procede al

ensamble de los componentes. Se debe utilizar grasa en las roscas.

6. Verificar que estén colocados todos los prisioneros:

2 en Tool Joint

3en SJ Setting Tool

7. Se realiza la prueba de presión al setting tool ensamblado en el área de pruebas.

Se tapa el extremo del setting tool con un tapón y por el otro se aplica presión

hasta llegar a los 3500 psi. En este punto suspendemos la inyección de presión y

52

se mantiene durante 10 minutos para posteriormente eliminar la presión y sacar

los tapones. Esta prueba de presión debe estar registrada en una carta de 0 –

5000 psi. La cuál deberá tener los siguientes datos: Fecha, pozo, cliente y

presión 0 – 5000 psi.

8. Una vez que pasa la prueba de presión se procede a pintar y se engrasa el polish

nipple. Posterior a esto se almacena en el área de bodega.

2.4.1.6 Check List de mantenimiento de TOP DRIVE CEMENTING MANIFOLD.

Número de serie:

PLUG MANIFOLD 06J07595

TOP DRIVE SWIVEL 06J07596

1. Lavar externa e internamente el equipo, realizando una inspección visual de

posibles daños, en las partes del equipo y las roscas

2. Engrasar todas las válvulas y verificar que accionen con facilidad. De ser

necesario se debe reparar las válvulas.

3. Engrasar Top Drive Swivel y verificar que rote libremente.

4. Cuando el mantenimiento es total es decir se ha usado 5 veces consecutivas es

necesario desarmar el Top Drive Swivel, y el plug manifold (ball dropping, plug

indicador) para verificar el mecanismo interno. Cambiar en caso de ser

necesario: N/A

Packings N/A

O´rings N/A

Rodamiento N/A

53

5. Realizar prueba de presión, asegurarse que el área este acordonada con cinta de

seguridad. Notificar a todo el personal que trabaje en áreas contiguas de las

pruebas que se van a realizar mismas. Presurizar hasta 5000 psi durante 10

minutos, si el equipo no pasa la prueba, desfogar la presión, localizar dicha fuga

y reparar, si la prueba es positiva, desfogar la presión a cero psi. (ver ATS

prueba de presión) esta prueba queda registrada en cartas de presión.

6. Colocar protectores de rosca, pintar y rotular el manifold de cementación.

7. Colocar el equipo en su respectivo RACK

2.4.1.7 Check list para mantenimiento de RPOB.

NÚMERO DE SERIE 89L88270

DIMENSIÓN 7000‟‟

1. Seleccionar RPOB, verificar N° de serie, desarmar sin olvidar retirar los pines

de seguridad y realizar limpieza

2. Seleccionar sellos nuevos internos y externos y acoplarlos al RPOB con su

respectiva lubricación, asegúrese que el separador de bronce este colocado.

3. Pasar el machuelo adecuado en todos los orificios roscados

4. Revisar que los rotatting dogs no estén doblados

5. Chequear que los perros se desplacen libremente

6. Acoplar los elementos que forman parte del RPOB y colocar pines de seguridad

(prisioneros)

54

2.4.1.8 Certificación de herramientas

Se las realiza a todas las herramientas, antes de ser ensambladas, para garantizar el

perfecto estado de las roscas, es decir que no existan fisuras y que los diámetro internos

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

las correctas. Siempre se realiza esta inspección con empresas certificadas como:

SINDES

INSEPECA

South American Pipe, entre otras.

55




56




57

2.4.1.9 Prueba Hidrostática

Está prueba hidrostática se la realiza a una presión de 5000psi y por un tiempo de 10

minutos, para comprobar que no exista fisuras o rupturas.

FIGURA No 2.50 Plug Manifold



2.4.2 Procedimiento General

El procedimiento general ya se encuentra establecido, hay que seguir paso a paso, sin

omitir o cambiar ningún punto.

58

2.4.2.1 Ensamble del colgador hidráulico con SETTING COLLAR Y RPOB

El ensamble del colgador hidráulico, se lo realiza siguiendo los siguientes pasos:

2.4.2.1.1 Operación:

1. El ensamblaje de colgador hidráulico tipo TIW IB-R consiste de un Setting

Collar tipo C con perfil RPOB, estos equipos deberán ser inspeccionados,

medidos y Pre-ensamblados con un SJ Setting Tool, unidad de sellos

recuperable (RPOB) y extensión pulida.

2. Conectar la Zapata TIW por debajo de la primera junta del liner

3. Conectar el Float Collar por debajo de la segunda junta del liner.

4. El TIW PDC HS SR Landing Collar será conectado por debajo de la tercera

junta de liner (Usando hasta aquí suelda fría).

5. Mientras conecta y baja el liner, asegúrese de que el mismo se llene

adecuadamente desde la superficie cada junta.

NOTA: El uso de centralizadores ha sido comprobado de ser muy beneficioso

para el trabajo de cementación, ellos deben ser compatibles con el ensamblaje del

liner y serán posicionados de acuerdo al programa de la compañía de

cementación.

6. Continué bajando, controlando la velocidad, no exceder de 15 juntas por hora.

7. Después que la última junta del Liner ha sido conectada, instale el ensamblaje de

Colgador de Liner Hidráulico tipo TIW IB TC-R.

8. Mientras conecta el ensamblaje de Colgador hidráulico tipo TIW IB-R es

necesario instalar el PDC Liner Wiper Plug por debajo de la extensión pulida

antes de hacer la conexión. Tenga cuidado al conectar el PDC Liner Wiper Plug,

59

porque la porción de metal del tapón esta hecho de un material relativamente

frágil (aluminio).

9. Coloque lodo limpio viscoso dentro del receptáculo de tie-back del colgador.

(aprox. 8 gal.)

10. Verifique que el liner esté lleno, circule un volumen de Liner (max. 800 psi)

11. Conecte la tubería de trabajo en el tope del Setting Tool.

12. Mientras baja el liner, debe asegurarse de conejear cada parada de Drill Pipe

(min. 2.500 “ID”).

13. Instale la goma limpiadora de la tubería de DP para prevenir que cualquier

objeto foráneo caiga dentro del hoyo mientras se corre el liner.

14. Continué bajando controlando la velocidad, no exceda de 15 paradas por hora.

15. Llene la tubería desde la superficie cada 1,000 pies. Cheque periódicamente el

retorno y asegúrese que sea el correcto.

16. Antes de que la Zapata llegue al hueco abierto, inserte el PDC Pump Down Plug

y la bola de asentamiento en el Manifold de Cementación y conecte el mismo

con un tubo de Drill Pipe, colóquelo en un lugar accesible para usarlo una vez

que el liner llegue a la profundidad deseada.

Nota: El ensamble de Manifold de Cementación es compatible para utilizar con

TOP DRIVE, conexión 4-1/2” IF BOX x PIN

17. Continué bajando en el hueco hasta llegar a la Zapata de 9-5/8”; verificar que el

Liner está lleno de fluido, circular un volumen de Liner y DP (max. 800 psi) y

registrar:

18. Continué bajando en el hueco abierto hasta que la Zapata este aproximadamente

30 pies de la profundidad deseada.

60

Nota: es recomendable romper circulación y circular cada 5 paradas durante

bajada en hueco abierto, es decir, conectar top-drive, romper circulación y bajar

circulando toda la parada, no debe quedarse quieta la tubería mientras viaja en

hueco abierto.

19. Conecte el tubo con el Top Drive Manifold anteriormente instalado.

20. Establezca circulación lentamente.

21. Baje el liner con circulación hasta la profundidad deseada.

22. Una vez que establezca circulación, lentamente incremente la rata a 4-5 bpm.

23. Después que el hoyo ha sido acondicionado, el colgador del liner tipo TIW IB-

puede ser asentado.

(a) Coloque el liner a la profundidad deseada (+/- 3.0 ft del fondo), suelte la bola

de bronce, déjela gravitar o desplácela lentamente (1.5 bpm) hasta que asiente en

el PDC HS SR Landing Collar.

Nota: Se debe tener en cuenta que las cuñas del Colgador no coincidan en un

collar de la tubería de 9-5/8”.

(b) Incremente lentamente la presión (+/- 1,800 psi) en la tubería hasta que los

pines del Colgador rompan (+/- 1500 psi).

(c) Mantenga la presión constante mientras baja la tubería hasta que el peso del

liner mas 30,000 lbs. Descansen sobre el colgador.

(d) Incremente la presión de bomba hasta +/- 3,000 psi para romper el asiento de

bola (anillo de bronce) en el PDC HS SR Landing Collar.

Si el Colgador de Liner no se asienta, repetir el paso (b) y (c) incrementando

la presión en intervalos de 200 psi. Hasta conseguir el asentamiento del

Colgador.

61

24. Instrucciones para soltar el SJ Setting Tool.

(a) Desahogue presión.

(b) Aplique +/- 30,000 lbs sobre la tubería y el SJ Setting Tool para asegurar el

cizallamiento de los pines de corte instalados en la herramienta.

(c) Aplicados +/- 10,000 lbs de peso en la tubería y sobre el SJ Setting Tool,

rotar la tubería aproximadamente 25 vueltas a la derecha libres de torque.

(d) Levante la tubería de 3 a 5 pies notando la pérdida de peso del liner.

lbs.

25. Restablezca circulación hasta la rata requerida para la operación de cementación y

desplazamiento del liner.

26. Realizar trabajo de Cementación de acuerdo programa.

27. Para soltar el PDC Pump Down Plug, cierre la válvula del Manifold y abrir la

válvula de bola que retiene al tapón. Comience el desplazamiento; después de

haber bombeado 10 bls. Abrir la válvula del Manifold para limpiar cualquier

cemento dejado en la misma.

28. Desplace el volumen de la tubería de DP; 10 bls antes de que el PDC Pump

Down Plug llegue al PDC Liner Wiper Plug baje lentamente la rata de bombeo a

1.5- 2.0 bpm hasta notar un incremento de +/- 1,000 psi en la presión de bombeo.

29. Aproximadamente 4-5 barriles antes del total de desplazamiento del liner, baje la

rata de bombeo a +/- 1.5 bpm. Continué el desplazamiento hasta que el PDC Liner

Wiper Plug acople en el Landing Collar. Esto será indicado por un incremento

rápido de presión.

30. Presurice contra el PDC Liner Wiper Plug, y pruebe con aproximadamente 500

psi por encima de la presión de circulación por 3-5 min.

62

31. Desahogue presión y chequear el contra flujo.

32. El Setting Tool con RPOB debe ser removido levantando _______ pies y debe

circular en directa o en reversa todo el exceso. Se debe circular mínimo 2

volúmenes del pozo.

CAPÍTULO III

63

CAPÍTULO III

3. LINER EXPANDIBLE

3.1 Plan de Desarrollo

Desarrollar un sello primario anular utilizando tecnología expandible con tubulares

convencionales, ofreciendo un sello confiable para migraciones de gas.

Proveer un sistema de reparaciones para revestidores. Así como también en pozos nuevos

perforados.

Proveer un perfil de rotación que permita perforar la última sección del hoyo con el

revestidor, eliminando viajes de limpieza.

3.2 Metas de desarrollo

Material Standard OCTG (Oil Country Tubular Goods)

Diseño Compatible con el Revestidor.

Alto Rango de Estallido y Colapso.

Alto Rango de Capacidad Diferencial.

3.3 Propósito del sistema expandible X-PAK

El TIW X-PAK Liner Hanger/Packer Expandible está diseñado para aplicaciones de

liner estándar en el cual la rotación del liner no es requerida. La sección expandida del

colgador generalmente esta en el rango desde 16 hasta 24 pulgadas de longitud. El

64

agarre de las cuñas proveen alta capacidad de carga, además, la combinación de los

elastómeros y el sello metal a metal después de la expansión genera un sello primario de

alta presión en el anular al tope del liner. El Mandrel expansor es manufacturado con

material de alta sedencia, es dejado en la sección expandida y provee un gran soporte en

la misma, así elimina el bajo rango de colapso que es común en otros sistemas de

expandibles, este a su vez suministra un estado mecánico para futuros trabajos de

completación y/o reparaciones de pozos.

3.3.1 Beneficios

Manufacturado con materiales estándares de la OCTG

Ofrece integridad del sistema igual a la del diseño del revestidor.

Alta capacidad de carga y habilidad para soportar liners largos.

Herramienta de asentamiento hidráulico con fácil liberación y contingencia de

liberación mecánica.

FIGURA No 3.1 Partes del sistema expandible X-PAK



65

3.4 Propósito del sistema expandible X-PAK / Rotación

El Sistema TIW X-PAK Drill Down incluye todas las características del Sistema X-

PAK Liner Hanger/Packer con la adición de la capacidad de rotación. Si el

requerimiento es para rotación durante la cementación, rimando con el liner hasta el

fondo, o perforando con el casing. La característica de rotación del Sistema de X-PAK

Drill Down provee alta capacidad de torque por lo que se puede utilizar en cualquiera de

estas aplicaciones. Los rangos de estas altas capacidades de torque varían desde 41,344

lbs.ft para tubería de perforación de 3-1/2 in. Hasta 48,475 lbs.ft para tuberías de 4-1/2

in y 5-1/2 in.

3.4.1 Beneficios

Manufacturado con materiales estándares de la OCTG.

Ofrece integridad del sistema igual a la del diseño del revestidor.

Alta capacidad de carga y habilidad para soportar liners largos.

Alta capacidad de torque para rotación y/o operaciones de perforación.

Herramienta de asentamiento hidráulico con fácil liberación y contingencia de

liberación mecánica.

66

FIGURA No 3.2 Partes del sistema expandible X-PAK / Rotación



FIGURA No 3.3 Partes del sistema expandible X-PAK II



67

FIGURA No 3.4 Proceso de expansión del cuerpo del colgador X-PAK



3.5 Casos Históricos

A continuación, observaremos unos casos históricos los cuales fueron corridos con el

sistema X-PAK.


P-110 x 7-5/8 in,33.7 lpp, P-110

Se perforó convencionalmente hasta la profundidad de 13,325 ft con 17.3 ppg.

Longitud total de Liner: 4,068 ft.

Tope de Liner @ 9,134 ft.

Prueba de Rotación durante el acondicionamiento del pozo desde 10-30 RPM @

avg. 1,150 ft.lbs

Cementado y desplazado tapones.

Tope de Cemento 400 ft por encima de la Zapata de 7-5/8 in

68

Colgador asentado con 4,000 psi y se mantuvo por 5 minutos.

Liner Probado con 50,000 lbs de tensión.

Tope del Liner probado con 1,540 psi 20.5 ppg EMW

Liberación de la herramienta tal como se diseño.


P-110 x 7-5/8 in,33.7 lpp, P-110

Se perforó convencionalmente hasta 10,625 ft y asentó liner de 7-5/8 in a 8,612 ft.

Longitud Total del Liner: 3,275 ft, Tipo de Mecha: Baker Hughes EZCase PDC Bit.

Perforado intervalo de 945 ft con liner desde 10,625 hasta 11,570 ft.

Tiempo de perforación: 65 Horas, Avg. ROP: 14.6 ft/hr. WOB: 4-8 klbs. RPM: 40 -

72

Torque Máximo. 5,000 ft.lbs; Presión de superficie: 1,400 psi. @ 3.7 bpm.

Cementado y desplazado tapones.

Colgador asentado con 4,000 psi. y se mantuvo por 5 minutos.

Probado tope del liner con 2000 psi.

Liberación de la herramienta tal como se diseño.

Corrida exitosa.

Prueba negativa.

3.5.3 Casos Históricos en Latinoamérica – Ecuador (2006 – 2008)

Ginta A-22, Bloque 15 de Repsol YPF – Halliburton / Direccional

Iro A 31-H, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Horizontal

69

Iro A 30-H, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Horizontal

Iro A 19, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Direccional

Iro B 19 H, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Direccional

Iro A 32 H, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Direccional

Iro A 21, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Direccional

Tivacuno SW C6H, Bloque 15 de Repsol YPF – Halliburton / Direccional

Tivacuno B3 H, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Direccional

Tivacuno B5 H ST, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Direccional

Tivacuno B4 H, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Direccional

Indillana A-12, Bloque 15 de Repsol YPF – IPM Schlumberger / Direccional

3.6 Resumen General de las corridas

Se realizó manera similar en todos los trabajos, la corrida del liner, cementación y

asentamiento de los X-PAK Hanger/Packer efectivamente en cada pozo. Durante la

corrida se controló bajada a 1 min/parada en el casing y llenando cada 8 paradas la

capacidad del Drill Pipe. Entro a hoyo abierto y reduce velocidad a 1.5 min/parada y

continuo con el llenado. Bajo últimas 2 parada circulando, corroboro fondo, dejo

levantado 3 ft y reciproco sarta. Acondiciono hoyo previo a la cementación registrando

un buen perfil de presiones.

Realizó cementación según programa, observó acople de tapones y ruptura a 1,200 -

1,400 psi, desplazó capacidad del liner y observó presión final desde 1,000 psi e

incrementó progresivamente hasta 4,600 psi para culminar asentamiento del colgador.

Desahogo presión y observa retorno de 3-3.5 Bbls. Para liberar setting tool se descargó

70

peso del liner sobre el colgador, subió lentamente 20 ft y observo pérdida de peso del

liner. Realizó circulación en reversa. Recuperó herramienta en superficie, observando

activación efectiva del sistema hidráulico.

3.7 Reporte de la prueba TIW 7-5/8” 39# P-110 x 9-5/8” 53.5# P-110

3.7.1 Objetivo

El objetivo de esta prueba es determinar y verificar las propiedades de fuerza del X-PAK

Liner Hanger expandible 9-5/8” 53.5# P-110 casing.

3.7.2 Equipo de prueba

TIW 7-5/8” 39# P-110 X-Pak Hanger Assembly

7 Stage, 8.125” Hydraulic Setting Tool, 158.32 de 2 pg. área total del pistón

Sección de 9-5/8” 53.5# P-110 Casing

2 9-5/8 nipples, 20‟ pies

Pressure Transducers – 10,000lbs

Autoclave Fittings, Tubing, and Valves

Pressure Gauges

TIW Data Acquisition System

5,000 psi High Volume Pump for Setting

2,000 psi Shear Ring

3.7.3 Procedimiento de prueba

Ensamble del Hydraulic Setting tool

Aplicar presión al Hydraulic setting tool, programar 5000 psi; se usa la bomba

triplex.

71

FOTOGRAFÍA N° 01 Setting tool y línea de presión



Ensamble del X-PAK Hanger Tie-Back Expander en el cuerpo del Hydraulic

Setting Tool.

Ubicar y asegurar el casing 9.625” OD, 53.5# P-110 de 20 pies y la extensión de

nipples a 13.625 pg. Para la prueba del pozo.

Ensamble del X-PAK Liner Hanger y el setting tool, para predeterminar la

posición dentro del casing.

FOTOGRAFÍA N° 02 Herramienta introducida para prueba de pozo



72

Llene la línea de presión con fluido, active todo el aire de la bomba al Hydraulic

Setting Tool.

Aplique 2000 psi al Setting Tool con el shear ring e inicie la expansión,

aplicando una fuerza aproximada de 316.000 lbs. Incremente la presión, para

permitir una expansión y golpe completo, el setting tool debería golpear

aproximadamente a 18,75 pg. Un solo golpe conseguirá desplazar e incrementar

otra vez la presión a 5000 psi, mantenerlo por 5 minutos.

Nota: No exceder la presión de operación de 5000psi

FOTOGRAFÍA N° 03 Shear Ring



Cuando el máximo stroke(Golpe) o presión se ha obtenido, se despresuriza la

bomba y el setting tool a 0 psi

Se colapsa la herramienta, para engranar o lograr la auto liberación. Presione el

setting tool afuera del agujero.

73

FOTOGRAFÍA N° 04 Herramienta antes y después de la liberación



Desarmar el casing con el X-PAK con un Drift de 8.379 pg OD

La prueba concluye

3.7.4 Resultado de las pruebas:

FOTOGRAFÍA N° 05 X-PAK Expander



74

FOTOGRAFÍA N° 06 Cuerpo del Expander



FOTOGRAFÍA N° 07 Casing y Nipple



La tabla de abajo nos muestra la comparación entre fuerza y tiempo para el punto de la

distancia total de stroke (golpe). Los 5000 psi del alto volumen de la bomba llegan a

4413 psi e inmediatamente se expande, en tan solo 53 segundos. Este resultado en la línea

fuerza, vs tiempo representa los efectos en el cual recorre la cuarta parte del elemento

como se puede ver. Cada una de las caídas de las líneas de tendencia indica una muy

pequeña expansión dentro del casing. Normalmente solo una vez el expansor alcanza el

deslizamiento y se detiene, esto significa una caída de presión.

Nota: Cuando la distancia de stroke incrementa, se debe programar la fuerza requerida

por el Hanger

75

TABLA No 3.1 Fuerza VS. Tiempo



Dos de las 5 mediciones han tomado 90° apartados sobre el diámetro externo del casing

correspondiente al cuarto de parte del ensamble del X-PAK, dentro del casing. Después

de la prueba, se vuelve a tomar las medidas otra vez, en los mismos puntos, donde se

indica la expansión del X-PAK dentro del casing. Estos resultados se muestran en la

tabla a continuación:

76

TABLA No 3.2 Antes y después de la expansión



El promedio de expansión de todas las medidas son 0,24 pulgadas, con un porcentaje de

variación de 0,24%

Nota: Después de introducir el X-PAK dentro del casing, algunas variaciones ocurren

delante del expansor. Cuando el expansor se mueve dentro del ensamble, los colapsos

ocurren cerca de 0,273 pg. El diámetro interno donde el expansor debería desmontarse

después de un stroke total es 6671, pero el expansor no colapsa a 6398 pg.

77

TABLA No 3.3 Variaciones del expansor



3.7.4.1 Prueba de presión de rendimiento al 80%

Solo una vez el Hanger es introducido dentro del casing, la prueba de presión va ha ser

realizada al 80% de su totalidad de la tubería de 9-5/8 pg. P-110 por 15 minutos. La

presión será aproximadamente 8700 psi alrededor del agujero superior al final de la

expansión dentro del casing. La prueba de 9-5/8 muestra un pequeño escape, pero la

expansión sigue normalmente.

78

FOTOGRAFÍA N° 08 Prueba de Presión



Con la sección cruzada y un área de 58.32 pg2

y 8700 psi debería proporcionar una

fuerza de 508,000 lbs. En el ensamble; un desplazamiento lineal indicará la medida de

la cantidad de comprensión y el movimiento del ensamble que debería ser sometido a la

expansión. Durante la prueba, el ensamble se movió 0,40 pg. A una presión de 8700 psi.

Y muestra una extensión total de 0,23 pg. Después de haber concluido la prueba. Esto es

debido a la combinación de la extensión del casing y del liner Hanger ensamblado bajo

508,000lbs.

79

TABLA No 3.4 Prueba de Presión, vs Tiempo



3.7.4.2 Prueba de fondo de presión al 80%

La prueba de fondo de presión funciona otra vez con una presión de 8700 psi, para

chequear la expansión en la parte de atrás del ensamblaje. Se debe mantener la presión

por 15 minutos, observando si se realiza fugas en el ensamble aproximadamente ¼ NPT

de la tapa de fugas. Después de 15 minutos, la presión incrementará a 10000 psi por

otros 5 minutos, y observar si existen fugas.

80

TABLA No 3.5 Prueba de Fondo de presión



3.7.4.3 Prueba de presión a 10000 psi

Después de retornar por completo la prueba de presión, al ensamble se realiza otra

prueba de presión, con un tope de 10000psi. Esta presión debería expander el Hanger

con una fuerza no mayor a 580,000lbs.

Nota: 10000ft. de 7 5/8 39#; liner con un peso de 390,000lbs, no se observa pérdidas en

la prueba de verificación con las capacidades del Hanger.

81

TABLA No 3.6 Prueba de presión a 10000 psi



FOTOGRAFÍA N° 09 Corte del casing y el expansor



82

FOTOGRAFÍA N° 10 Cuerpo del X-PAK después de la prueba



3.7.5 Conclusiones de las pruebas realizadas

Al comienzo de la expansión, la fuerza requerida para el Hanger fue de

145,729lbs y 920psi e incremento linealmente a 698,672lbs y 4413psi cuando se

expandió completamente. Se demoró 53 segundos y recorrió una distancia de 19,5

pg.

El promedio de expansión del diámetro interior del casing es 0,24 pg. e

incrementó a 0,37 pg. un amplio rango. El Casing de 9-5/8” 53.5# usado durante

la prueba tiene un promedio de diámetro interno de 8.617 pg. De los cuales 0.82

pg. es el diámetro nominal, es el resultado de la menor expansión dentro del

casing. Ahora el X-PAK Liner Hanger de 7-5/8” 39# está disponible para

expander dentro del casing y mantenerlo por sobre las 580,000lbs.

Después en la herramienta, se realiza la prueba de presión aproximadamente 15

minutos y el promedio de la presión obtenida es 8700 psi de los cuales solo es el

80% de la capacidad de presión en el casing de 9-5/8” 53.5# P-110, después del

ensamble podemos observar que no existe fugas.

83

La presión de fondo después de dejarlo por 15 minutos, presenta un promedio de

8700psi y se incrementa a 10000psi por 5 minutos más. Existe fugas solo en las

cabezas de desfogue NPT. El ensamble, no presenta fugas.

El ensamble, fue sujeto a una segunda prueba de presión a 10000psi. Teniendo el

área interna de 58.32 pg2

la fuerza aplicada en el ensamble de la herramienta

durante la prueba fue mayor que 580.000lbs. verificando la capacidad de carga

del X-PAK 7-5/8” x 9-5/8”

3.8 Ventajas sobre el uso del Sistema Expandible X-PAK

Permite aplicar rotación durante la corrida y la cementación. Se puede reciprocar

adicionalmente de ser deseado durante el acondicionamiento del hoyo y la

cementación.

Mayor Capacidad de Carga. Siendo su máximo el equivalente a la fuerza

requerida para la deformación del casing.

Se utiliza un solo equipo (X-PAK Hanger/Packer), lo cual simplifica el diseño y

cantidad de conexiones a utilizar.

Genera un sello primario Metal-Metal y puede ser suministrado en materiales

resistentes a la corrosión y altas temperaturas. (1000 °F) y presiones hasta 15 KSI.

o la equivalente a la capacidad diferencial del revestidor utilizado.

Mejor área de flujo por su concentricidad minimizando riesgos de empaque

anular. Mejorando la hidráulica durante el acondicionamiento y cementación del

revestidor.

Mantiene integridad del sistema. Por ser un tubular idéntico o superior al

revestidor.

84

Reduce costos futuros, porque no se requiere el uso de un Tie-Back Packer para

generar sello en caso de no tener buena cementación.

Garantiza la incapacidad de mover el liner después de asentado, imposibilitando

su flotación y/o recuperación.

Construcción externa uniforme con mínimo de partes móviles. Evitando

problemas durante la bajada al hoyo y con mayor área de flujo en el tope del liner.

3.9 Corrida de un Liner Expandible

Para correr un liner expandible, se debe seguir normas y procedimientos que son

implantados en TIW Houston; si existiera algún cambio en dicha corrida se lo debe

reportar inmediatamente al Jefe de operaciones.

3.9.1 Procedimiento de Ensamblaje de un Liner Expandible

Para realizar el ensamblaje de un liner expandible X-PAK, se debe seguir todos los

pasos y procedimientos establecidos en la planta de TIW Houston, sin omitir o cambiar

alguna, si fuera extremadamente necesario; se debe avisar a las oficinas de Quito, para

luego informar a Houston.

3.9.1.1 Datos del pozo

Orden de trabajo

Atención: José López

Fecha:

Operadora: Andes Petroleum

Rig: hp-117

Well: Marian 34

85

Solicitado por:

Fecha máxima de envío: por confirmar

LINER CASING

OD: 7” 9-5/8”

PESO: 26# 47#

CONEXIÓN: BTC BTC

GRADO: C-95 N-80

DRIFT: 6.151” 8.525

3.9.1.2 Equipo de Liner Hanger

EL equipo del liner Hanger X-PAK se lo trae directamente desde Houston Texas, el cual

debe ser debidamente calibrado , además se le debe realizar pruebas de presión y debe ser

dado el torque correspondiente, siguiendo las tablas respectivas dependiendo el tipo de

rosca.

3.9.1.2.1 Equipos

Item Descripción:

1 TIE-BACK EXPANDER X-PAK LH 7-5/8 39# X 9-5/8” 47# W/7.625

ID RECPT

2 X-PAK LINER HANGER 7-5/8” 39# L-80 NEW VAM PIN X 9-5/8‟‟

47#

3 RP SPLINE SUB XPAK DD LNR SET 7-5/8‟‟ 39# L-80 NEW VAM

SC BOX PIN X 9-5/8‟‟ 43.5-53.5#

86

4 SPC NP, XPAK DD LNR SET 7-5/8‟‟ 39# L-80 NEW VAM SC BOX X

REG PIN X 9-5/8 43.5-53.5#

5 DRILLABLE PO BUSH 7-5/8‟‟ 39# L-80 NEW VAMM SC BOX X 7‟‟

26# BUTTRESS PIN

6 SPC NPL 7‟‟ 26# L-80 BUTTRES BOX X PIN X 48‟‟ LG

7 PDC O-L LANDING COLLAR 7‟‟ 26# L-80 BUTTRESS BOX X PIN

8 TIW 226-DV SHOE 7‟‟ 26# BUTTRES BOX

9 TIW PDC LINER WIPER PLUG 7 17-30# & 7-5/8‟‟ 42-52.8# W/O NL

F/5‟‟ 18# ALUM CORE MOLDED PDP (W/1.813 ID)

10 TIW CTS-II MOLDED PUMP DOWN PLUG F/5‟‟D.P

3.9.1.2.2 Setting Tools

Item Descripción:

1 MULTI PISTÓN SETTING TOOL

2 TOP DRIVE CEMENTING MANIFOLD SWIVEL 4-1/2‟‟ IF BOX X

PIN

3 PLUG MANIFOLD F/TOP DRIVE SWIVEL 4-1/2 IF BOX X PIN

4 BALL DROPPING SUB TOP DRIVE CEMENTING MANIFOLD

F/2.5‟‟ OD BALL

5 TATTLE FLAG SUB 4-1/2‟‟ IF BOX X PIN

Observaciones:

Equipo debe enviarse en canasta para transporte de expandible

87

3.9.1.3 Calibraciones (Diagramas)

Las calibraciones se las debe realizar siempre antes de ensamblar los equipos, ya que

esto garantiza que el diámetro de las roscas y las longitudes de todos los equipos sean

los especificados y solicitados por la empresa operadora.

3.9.1.3.1 Calibraciones de Equipos

Se han calibrado los siguientes equipos, siguiendo las normas y procedimientos

establecidos.

88




89




90




91




92




93

3.9.1.3.2 Calibraciones de Herramientas

Se han calibrado las siguientes herramientas, siguiendo las normas y procedimientos

establecidos.




94

3.9.1.4 Checklist para ensamblaje de X PAK LINER HANGER

El Checklist para el ensamblaje, se lo realiza antes de ensamblar el X PAK LINER

HANGER, para comprobar que se encuentre en perfecto estado y no produzca fallas o

problemas al momento de la corrida.

3.9.1.4.1 Herramienta activadora y soltadora tipo Multi-pistón Hydraulic X-PAK

DRILL DOWN POWER TOOL 7.750‟‟ OD (8 etapas)

Orden de trabajo N° 027

Operadora: Andes Petroleum

Campo: Andes Petroleum

Pozo: Marian 34

Liner:

OD: 7‟‟

PESO: 26#

ROSCA: BTC

GRADO: P40

ID: 6.276‟‟

DRIFT: 6.151‟‟

Casing:

OD: 9.625‟‟

PESO: 47#

GRADO:

ID: 8.681

DRIFT: 8.525

95

1. Distinguir y elegir equipos y herramientas para utilizar de acuerdo al

programa, verificar número de serie indicados en la siguiente tabla:

TABLA No 3.7 Equipos y herramientas a utilizarse

DESCRIPCIÓN N- SERIE

X – PAK WXPANDER 10A00181

X- PAK EXPANDABLE LINER

HANGER PACKER

10A00014

MULTI PISTON HYDRAULIC POWER

TOOL (7.750‟‟)

09K03508

X-PAK LINER SETTING TOOL 09K03510

X-PAK ROTATING 09K03512



2. Llenar formatos TIW de verificación de equipos y herramientas (incluye

información de OD, ID y longitudes)

3. Colocar los o‟ring, sellos en los pistones y conectores asegurándose que

estos estén en buen estado. Enroscar los anillos hasta que estos queden bien

ajustados y asegurarlos con el prisionero de hierro.

4. Colocar primera camisa o UPPER SLEVE en la prensa. (esta es la más corta)

5. Se inserta el TOP CONNECTION en la parte inferior UPPER SLEEVE.

Tenga precaución al pasar por la rosca para no dañarlos

96

6. Coloque el Mandrel #1 en el pistón de TOP CONNECTION. Los orificios

de los mandriles van por debajo de los pistones. Cada pieza posee una

sección mecanizada para colocar las llaves del ajuste.

7. Colocar el SHEAR RING en la parte superior del TOP CONNECTION y

ajustarlo.

8. Alinear el TOP CONNECTION con los orificios del UPPER SLEEVE y

colocarle los 6 prisioneros de hierro.

9. Nota: Estos prisioneros tienen como función guiar el recorrido de la camisa,

no deben ir apretados.

10. Colocar el CONNECTOR #1 en el MANDREL #1. Los sellos de

CONNECTOR van orientados a la parte superior. Sea cuidadoso al pasar los

sellos por la rosca del MANDREL, luego desplácelo y conéctelo al UPPER

SLEVE

11. Conectamos el SLEEVE #2 en el CONNECTOR #1

12. Nota: El extremo con mayor cantidad de orificios hacia arriba

13. Colocar el PISTON #2 en el MANDREL #2. Inserte este PISTON por la

SLEEVE #2 y enrósquelo al MANDREL #1

14. Nota: antes de conectar los pistones asegúrese que este el o‟ring en el pistón

15. Colocar el CONNECTOR #2 En el MANDREL #2, desplácelo y conéctelo

al SLEEVE #2

16. Conectar el SLEEVE #3 con el CONNECTOR #2

17. Conecte el pistón #3 en el MANDREL #3. Inserte este pistón por la


97

18. Colocar el CONNECTOR #3 EN EL Mandrel #3, desplácelo y conéctelo al

SLEEVE #3

19. Conectar el SLEEVE #4 en el CONNECTOR #3

20. Conecte el PISTON #4 en el MANDREL #4. Inserte este pistón por la


21. Colocar el CONNECTOR #4 en el MANDREL #4, desplácelo y conéctelo al

SLEEVE #4

22. Conectar el SLEEVE #5 con el CONNECTRO #4

23. Conecte el PISTÓN #5 en el MANDREL #5. Inserte este pistón por la



SLEEVE#5





SLEEVE #6





SLEEVE #7

31. Colocar el LIMITER o STOP SLEEVE en el Mandrel #7. Asegúrese que el

bisel de esta pieza este en la parte superior.

98


33. Introduzca el SETTING MANDREL por la parte superior del COLLET

MANDREL

34. Coloque el CONNECTOR #8 ó CONNECTOR SETTING COLLAR en el

MANDREL #8 ó COLLET MANDREL y luego coloque el PISTÓN #8

35. Introduzca el PISTÓN #8 en la SLEEVE #8 y enrósquelo al MANDREL #7

36. Ajuste el SETTING MANDREL al CONNECTOR SETTING COLLAR

(Rosca Izquierda)

37. Colocar el COLLET RELEASING RING (ajústelo y asegurar con el

prisionero de hierro) y el RETAINER NUT con 9 vueltas a la izquierda. Baje

el COLLET hasta el RETAINER NUT y coloque 1 pin de bronce de 3/8 in

para detenerlo y permitir enroscar el colgador.

38. Nota: Revise que el COLLET tenga colocado el RATCHET en la posición

correcta y el prisionero en el medio de este para asegurarlo, revise que el

STOP COLLAR este sujeto al COLLET MANDREL y tenga el prisionero

de seguridad

39. Revise todos los o‟ring del ROTATING DOGS y conéctelo al COLLET

MANDREL.

40. Nota: Para realizar la prueba hidrostática el CLUCTH debe estar

desactivado sin los pines de bronce

41. Extraiga el SHEAR RING y realice prueba hidrostática colocando tapones

en los extremos. Aplicar 5.000 psi durante 10 minutos y observa el recorrido

de la herramienta 12 pulg. (16-1/2 pulg)

99

42. Una vez terminada la prueba, retire los tapones de prueba y reversa la

herramienta hasta su posición inicial y coloque el anillo de corte ajustándolo

al UPPER SLEEVE, colóquelo los 4 prisioneros de hierro de 3/8‟‟ que lo

aseguran al TOP CONNECTOR y 6 prisioneros de hierro de 1/2'‟ que lo

aseguran al UPPER SLEEVE.

43. Revise y reajuste todas las camisas y mandriles, coloque todos los

prisioneros de la herramienta y proceda a realizar ensamble del sistema de

colgador expandible.

44. Extraiga los 4 BLOQUES DE ROTACIÓN y asegúrese que el SETTING

RING este bien colocado con 3 pines de bronce y 3 pines de hierro

45. Inserte la parte inferior del EXPANDER TIE BACK hasta que haga tope con

el SETTING RING

46. Inserte el X-PAK Hanger/Packer y enrósquelo en el COLLET con 10 vueltas

a la izquierda. Asegúrese que este bien conectado.

47. Conecte los BLOQUES DE FRICCIÓN con todos sus resortes

48. Coloque los pines de bronce en el ASIENTO 7 pines de ½ in

49. Inserte el RP SPLINE. Para torquear este accesorio debe estar desactivado el

CLUCTH. Una vez torqueado asegure el CLUCTH con 3 pines de bronce de

3/8 in. Aplico torque con 11.000 lbs.ft

50. Ajuste el EXPANDER TIE BACK en el SETTING MANDREL aplicando

vueltas a la derecha. Asegúrese que este bien alineado y ajustado.

51. Coloque los prisioneros de hierro en el CONNECTOR SETTING COLLAR

para asegurar el SETTING MANDREL.

52. Conecte el POLISH NIPPLE por debajo del SIENTO bien ajustado

100

53. Coloque el DPOB y tener precaución al insertar el POLISH NIPPLE.

Torquear el UPPER SLEEVE NIPPLE con 12.000 lbs.ft

54. Coloque el DPOB y tener precaución al insertar el POLISH NIPPLE.

Torquear el UPPER SLEEVE NIPPLE con 12.000 lbs.ft

55. Coloque el LINER WIPER PLUG y asegúrelo con 4 pines de bronce de 3/8

in. Aplique grasa en las gomas.

56. Colocar el SPACE NIPPLE teniendo precaución al insertar el LINER

WIPER PLUG y torquear al DPOB con 8.000 lbs.ft

57. Pintar el ensamblaje y rotularlo con el nombre del cliente y el pozo.


MANIFOLD, PLUG MANIFOLD, BALL DROPPING Y FLAG SUB.

Numero de serie:

PLUG MANIFOLD 05L09680

TOP DRIVE SWIVEL 04H06066

BALL DROPPING N/A

FLAG SUB 06I06500



2. Verificar el interior del by pass esté libre de cemento, cerrando la válvula

principal y haciendo circular agua a través del by pass en posición de abierto

3. Verificar que la conexión 1502 (De golpe) en el Top Drive Swivel esté ajustada.




101




necesario:

Packings

O´rings

Rodamiento







8. Colocar protectores de rosca, pintar y marcar en las 2 válvulas (abierto-cerrado)

con líneas visibles.


Comentarios: Se adiciona un Plug Manifold que se utilizará con la esfera de

contingencia S/N: 04H06065


MANIFOLD, PLUG MANIFOLD, BALL DROPPING Y FLAG SUB.

Número de serie:

PLUG MANIFOLD 04H06065

TOP DRIVE SWIVEL 90G05780

BALL DROPPING N/A

102

FLAG SUB N/A



9. Verificar que el interior del by pass esté libre de cemento, cerrando la válvula

principal y haciendo circular agua a través del by pass en posición de abierto

10. Verificar que la conexión 1502 (De golpe) en el Top Drive Swivel esté ajustada.







necesario: N/A

Packings N/A

O´rings N/A

Rodamiento N/A







15. Colocar protectores de rosca, pintar y marcar en las 2 válvulas (abierto-cerrado)

con líneas visibles.

103


3.9.1.7 Certificación de herramientas




104




105




106




107

3.9.1.8 Prueba Hidrostática

La prueba se lo realiza a 5000psi, por un lapso de 10 minutos; la carta es envía adjunta

con el Checklist al Company Man de la empresa operadora.

FIGURA No 3.15 Setting Tool



FIGURA No 3.16 Top Drive Swivel



108

FIGURA No 3.17 Top Drive Swivel



3.9.2 Procedimiento General

El procedimiento general ya se encuentra establecido, hay que seguir paso a paso, sin

omitir o cambiar ningún punto.

3.9.2.1 Ensamble de colgador expandible X-PAK, DPOB y SETTING TOOL

hidráulico multi pistón

El ensamble del colgador expandible X-PAK, DPOB y SETTING TOOL hidráulico

multi pistón, se lo realiza siguiendo todas las normas y procedimientos establecidos.

109

3.9.2.1.1 Procedimiento

El ensamble del X-PAK Hanger/Packer combina las características y beneficios de un

colgador premium y un empacador de tope de liner de alta presión. El X-PAK

Hanger/Packer es recomendado para largos y pesados liners, brinda un sello premium a

nivel del tope del liner y mantiene la integridad de presión del casing.

3.9.2.1.2 Características

TIW Set shoe tipo DV-226 Non-Autofill. Utiliza agujeros tipo jet laterales para

facilitar el lavado durante el procedimiento de bajada. Mantiene su resistencia a

los fluidos abrasivos, corrosión y temperatura. Las partes internas son fácilmente

perforables con broca PDC.

TIW Landing Collar tipo O-L. Posee un asiento para el tapón de limpieza liner

wiper plug (LWP) y un perfil anti-rotacional. Generalmente es colocado por

encima de la zapata (2 tubos). Una vez asentados los tapones en el landing

collar permite presurizar el sistema para activar el setting tool hidráulico e

iniciar la expansión del X-PAK Hanger/Packer. El material interno es fácilmente

perforable con broca PDC.

TIW X-PAK Colgador/Empacador Expandible. Combina las características

de un colgador premium y un top packer en una sola herramienta. Utilizando la

tecnología expandible X-PAK Hanger/Packer dispone de una alta capacidad de

carga para liners muy pesados, como también un sello premium de alta presión

en el tope del liner.

TIW Expansor/Receptáculo. Incorpora la sección requerida para expandir la

parte superior del X-PAK Hanger/Packer, también posee un receptáculo para tie-

110

back de 4 pies para futura extensión de liner, además provee de un sello metal-

metal que está diseñado para soportar altas presiones entre el expansor y el X-

PAK Hanger/Packer.

TIW Drillable Packoff Bushing (DPOB). Provee un sello de alta presión y

temperatura entre el setting tool y el liner. Está diseñado para resistir cualquier

movimiento hacia arriba o hacia abajo y para cualquier abrasión causada por la

liberación del setting tool. El material interno es fácilmente perforable con

mecha PDC.

TIW Molded PDC Pump down Plug (PDP). Este tapón está diseñado para

trabajar en el drill Pipe, desplaza al cemento y lo separa del fluido de

desplazamiento. El mismo usa una serie de cuatro coplas de goma o caucho de

diferentes tamaños que limpian internamente drill pipe y la herramienta de

asentamiento. Está diseñado para acoplar, sellar y desplazar efectivamente con

el liner wiper plug (LWP)

Tapón de liner tipo PDC Liner Wiper Plug (LWP). El tapón de liner tipo

PDC es colocado con pines de cizallamiento al polish nipple por debajo de la

herramienta de asentamiento. Está diseñado para recibir el tapón que limpia el

Drill Pipe. Una vez acoplados, estos tapones son desplazados a través del liner

manteniendo el lodo separado del cemento, limpiando las paredes internas del

liner. Cuando el LWP se acopla en el Landing Collar, este forma un sello

efectivo en ambas direcciones. También está diseñado para engranar dentro del

perfil del collar, evitando así la rotación durante su perforación.

TIW Multi Piston Hydraulic X-PAK Setting Tool. Provee la fuerza de

compresión requerida para expandir el X-PAK Hanger/Packer. Una rosca acme

111

PPrree--EExxppaannssiioonn

PPoosstt--EExxppaannssiioonn

tipo collet sostiene el peso del liner durante la corrida. Después de ser asentado

el colgador expandible, la herramienta es liberada aplicando peso hacia abajo y

movimiento hacia arriba. Adicionalmente, la herramienta posee un respaldo para

liberación mecánica aplicando rotación a la derecha.

TIW Top Drive Manifold de cementación. Está diseñado para soportar

tensión de carga del Drill Pipe. El Plug Dropping es ensamblado en conjunto con

el manifold, almacena el tapón (PDP) limpiador del DP durante el

acondicionamiento, circulación y la operación de mezcla de cemento. Posee un

swivel para la operación de reciprocar y rotar el liner directamente desde el Top

Drive.

FIGURA No 3.18 Colgador expandible X-PAK, DPOB y SETTING TOOL

hidráulico multi pistón



112

3.9.2.1.3 Procedimiento de Corrida

1. El ensamble del X-PAK Hanger/Packer, DPOB y Expander/Receptáculo, debe

ser inspeccionado, medido y pre-ensamblado con el Multi-Pistón Setting Tool

junto con el polish nipple y el liner wiper plug.

2. Conectar la zapata (doble válvula) TIW tipo 226-DV en el pin del primer tubo

del liner.

3. El Landing Collar TIW tipo O-L es conectado en el liner, 2 tubos de shoe track.

4. Durante la corrida, asegúrese de llenar el liner correctamente. Llene el liner cada

tubo.

NOTA: Se ha comprobado que el uso de centralizadores es muy efectivo para

una buena cementación. El uso de los mismos debe ser compatible con el liner

(se utilizará 12 centralizadores rígidos en los primeros 12 tubos, cada junta; y un

centralizador tipo tandem rise en el penúltimo tubo, en la 2° junta bajo el

colgador).

5. Después de conectar el último tubo de liner, verificar que el liner esté lleno.

6. Conectar el ensamble del X-PAK Hanger/Packer al último tubo del liner.

7. Conectar el primer stand de HWDP de 5”, bajar lentamente hasta que el setting

tool esté por debajo del conjunto de BOP, circular la capacidad del liner y

monitorear el peso del liner en el indicador de peso.

8. Instale el protector de goma de la sarta de trabajo, para evitar la caída de objetos

dentro del hoyo durante la corrida.

9. Calibrar cada tubo de la sarta de trabajo. Si el calibrador se atasca en cualquiera

de los tubos este debe ser reemplazado.

113

10. Bajar el drill pipe llenando cada 10 paradas y controlando la velocidad de

corrida.

11. Antes de que la zapata llegue a hueco abierto, inserte el tapón de limpieza

(dardo) de drill pipe y esfera pesada en el Plug Dropping Sub. Ensamble el

Manifold sustituyendo un tubo de una de las paradas de la sarta de trabajo y

posiciónelo en un lugar accesible.

12. Una parada antes de la profundidad de la zapata de 9-5/8”, antes de entrar a

hueco abierto, circular un fondo arriba para homogenizar el lodo (realizar un

pumping Schedule). Registrar parámetros de peso, rotación y presión.

13. Continuar bajando el liner de 7” en hueco abierto con drill pipe y continuar con

el llenado.

14. Continúe bajando el liner hasta que la zapata este aproximadamente 30 pies de la

profundidad deseada y conecte la parada con el Manifold previamente

ensamblado.

15. Establezca circulación lentamente (revisar de acuerdo a condiciones).

16. Posicione el liner a la profundidad deseada. En este punto se puede rotar y

reciprocar el liner (de acuerdo al plan de acondicionamiento del hoyo previo a la

cementación).

17. Una vez que la circulación ha sido establecida, se debe circular para limpiar el

pozo.

18. Una vez el comportamiento de las presiones durante la limpieza es satisfactorio,

circular para acondicionar el lodo previo a la cementación.

19. Ejecutar un pumping Schedule y continuar con el programa de cementación.

114

20. Una vez bombeado todo el volumen de cemento, suelte el tapón de limpieza

(Pump Down Plug). Para soltar el tapón se debe abrir la válvula tipo bola y

soltar el Tapón, cerrar la válvula de by-pass, e inicie el desplazamiento. Después

de bombeados 4-5 barriles de desplazamiento puede abrir y cerrar la válvula by-

pass de 2 a 3 veces para remover cualquier exceso de cemento dentro de la

misma.

21. Desplace la capacidad de la tubería de drill pipe según programa. Disminuir la

tasa de bombeo a 2 bpm, 10 barriles antes de acoplar el tapón Pump Down Plug

en el tapón limpiador del Liner Wiper Plug, tomando en cuenta la capacidad

ajustada del DP‟s. Se notará un incremento de presión indicando el acople de

tapones.

22. Continúe desplazando según lo programado. Aproximadamente 10 barriles antes

del total de desplazamiento calculado, disminuya rata de bombeo de 3 bpm,

continúe desplazando hasta que el tapón limpiador de liner asiente en el landing

collar. Esto será indicado por un incremento rápido de presión.

23. Presurice y pruebe el tapón limpiador de liner, con 500 psi por encima de la

presión de desplazamiento.

Nota: Presión de ruptura del shear ring y activación del multi-pistón setting tool

(+/- 3,500 psi).

24. Una vez terminada la operación de cementación, se procede a asentar el X-PAK

HGR/PKR.

(a) Posicione el liner a 1 pie del fondo registrado.

115

(b) Aplique presión lentamente hasta alcanzar +/- 4,500 psi. Mantener la presión

durante 10 minutos (a los +/- 3,500 psi se produce la ruptura del shear ring y

activación del Multi-Pistón).

25. Si no se registra el acople de tapones en el desplazamiento del cemento, se debe:

(a) Soltar desde la superficie la esfera pesada

(b) Dejar gravitar alrededor de +/- 30 min.

(c) Presurizar el sistema hasta obtener +/- 4,500 psi y accionar el sistema.

26. Para liberar el Setting Tool realice los siguientes pasos:

(a) Desahogue la presión.

(b) Descargue todo el peso del liner más 1.0 ft adicional.

(c) Levante la tubería y observe la pérdida de peso del liner

27. Si no se nota la pérdida del peso del liner, repetir el paso 25.c y 26.

28. Si no se obtiene resultados para la liberación, se debe proceder a la liberación

mecánica como se describe a continuación:

(a) Coloque sarta de trabajo con tensión sobre la posición neutral.

(b) Aplique 15 vueltas a la derecha.

(c) Levante el drill pipe y observe la pérdida del peso del liner,

29. En este momento puede levantar drill pipe (con setting tool) un (1) pie sobre el

tope del liner y cualquier exceso de cemento por encima del liner, podrá ser

removido circulando por directa 1.5 veces la capacidad anular.

30. Una vez que se ha terminado de circular, quebrar el Manifold de cementación y

sacar a superficie el setting tool.

116

Contingencia:

Si no se registra el acople de tapones en el desplazamiento del cemento,

se debe:

(a) Soltar desde la superficie la esfera pesada.

(b) Dejar gravitar alrededor de 30 min.

(c) Presurizar el sistema hasta obtener +/- 4,500 psi y accionar el sistema

de expansión.

Si no se obtiene resultados para la liberación, se debe proceder a la

liberación mecánica como se describe a continuación:

(d) Coloque sarta de trabajo con posición neutral.

(e) Aplique 15 vueltas a la derecha libres de torque.

(f) Levante el drill pipe y observe la pérdida del peso del liner.

CAPÍTULO IV

117

CAPÍTULO IV

4. ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE CORRIDA DE LINERS

CONVENCIONALES Y CORRIDA DE LINERS EXPANDIBLES.

Este análisis comparativo entre un liner u otro, nos permitirá demostrar las ventajas y

desventajas de los mismos.

TABLA N° 4.1 Sistema Expandible X-PAK Vs. Colgadores Convencionales



COLGADOR / EMPACADOR

EXPANDIBLE X-PAK

COLGADOR CONVENCIONAL

HIDRÁULICO Y/O MECÁNICO CON TOP PACKER

Permite aplicar rotación durante la corrida y

la cementación. Se puede reciprocar de ser

deseado.

Se aplica rotación antes y después de

asentados en colgadores especiales con

torque y peso limitado.

Mayor Capacidad de Carga.

Se puede diseñar para mayor capacidad de

carga, pero disminuyendo el área de flujo.

Se utiliza un solo equipo: X-PAK

HGR/PKR.

Se utilizan (2) dos equipos: Colgador

Mecánico y/o Hidráulico + Accesorio de

sello adicional. (Tie Back Packer)

Genera un sello primario Metal-Metal y

puede ser suministrado en materiales

resistentes a la corrosión y altas temp. (1000

°F) y 15 KSI.

Se considera como sello secundario y provee

sello a alta temperatura utilizando accesorios

adicionales hasta 10 KSI.

Mejor área de flujo por su concentricidad

minimizando riesgos de empaque anular.

Mejorando la hidráulica

Área de flujo limitada a través de los conos

pre-asentado y post-asentado.

Mantiene integridad del sistema.

Mantiene integridad del sistema solo con

colgadores mecánicos.

Reduce costos futuros. Solo el costo inicial es más económico.

Garantiza la incapacidad de mover el liner

después de asentado, imposibilitando su

flotación y/o recuperación.

Debe proveer cuñas bi-direccionales para

evitar el movimiento en ambos sentidos,

limitándose a la capacidad de agarre de las

cuñas.

Construcción externa uniforme con mínimo

de partes móviles.

Partes móviles y sellos parcial o totalmente

expuestos.

118

4.1 Comparaciones entre el liner convencional y el liner expandible X-PAK

Se ha tomado en cuenta los puntos más relevantes entre la corrida de un liner

convencional y un liner expandible, para poder realizar las siguientes comparaciones:

4.1.1 Permite aplicar rotación durante la corrida y la cementación. Se puede

reciprocar de ser deseado. (Liner Expandible X-PAK)

Una vez que la circulación ha sido establecida, se debe circular para limpiar el pozo;

luego que el comportamiento de las presiones durante la limpieza sea satisfactorio; se

debe circular para acondicionar el lodo previo a la cementación; y ejecutar un pumping

Schedule; continuar con el programa de cementación.

Este colgador, junto con la herramienta, permite reciprocar y rotar la sarta, durante

todos los procesos de corrida de liner, cementación y desplazamiento, ya que su

mecanismo es hidráulico y está diseñado para que su mecanismo de rotación y

liberación sea al final del trabajo de cementación; es decir con la presión final de

acoplamiento de tapones, se sienta el colgador, se libera la herramienta y se desacopla el

mecanismo de rotación.

En muchos casos, en el proceso de cementación se presenta empaquetamientos, pero

cuando se usa el Liner Expandible X-PAK existe la opción de poder limpiar y

reciprocar.

En varios procesos de cementación se aconseja rotar durante la cementación, y

reciprocar, para obtener una mejor distribución del cemento; actividad que si se la puede

realizar cuando se usa el Liner Expandible X-PAK

119

4.1.2 Se aplica rotación antes y después de asentados en colgadores especiales con

torque y peso limitado. (Liner convencional hidráulico y/o mecánico)

Después que el hoyo ha sido acondicionado, el colgador del liner tipo TIW IB-puede ser

asentado.

Colocar el liner a la profundidad deseada (+/- 3.0 ft del fondo), suelte la bola de

bronce, déjela gravitar o desplácela lentamente (1.5bpm) hasta que asiente en el

PDC HS SR Landing Collar.

Nota: Se debe tener en cuenta que las cuñas del Colgador no coincidan en un collar de la

tubería de 9-5/8”.

Incrementar lentamente la presión (+/- 1,800 psi) en la tubería hasta que los pines

del Colgador rompan (+/- 1500 psi).

Mantener la presión constante mientras baja la tubería hasta que el peso del liner

más 30,000 lbs. Descansen sobre el colgador.

Incremente la presión de bomba hasta +/- 3,000 psi para romper el asiento de bola

(anillo de bronce) en el PDC HS SR Landing Collar.

Si el Colgador de Liner no se asienta, repetir el paso dos y tres incrementando la

presión en intervalos de 200 psi. Hasta conseguir el asentamiento del Colgador.

Instrucciones para soltar el SJ Setting Tool.

Desahogue presión.

Aplique +/- 30,000 lbs. sobre la tubería y el SJ Setting Tool para asegurar el

cizallamiento de los pines de corte instalados en la herramienta.

120

Aplicados +/- 10,000 lbs. de peso en la tubería y sobre el SJ Setting Tool, rotar

la tubería aproximadamente 25 vueltas a la derecha libres de torque.

Levante la tubería de 3 a 5 pies notando la pérdida de peso del liner.

Restablezca circulación hasta la rata requerida para la operación de cementación y

desplazamiento del liner.

Realizar trabajo de Cementación de acuerdo programa.

Con el uso del liner convencional, es imposible rotar o hacer cualquier maniobra en el

proceso de cementación y desplazamiento.

4.1.3 Mayor Capacidad de Carga. (Liner Expandible X-PAK)

La capacidad de carga en el liner expandible X-PAK es mayor a 580000 lbs. Esto fue

comprobado, ya que el Liner Expandible X-PAK fue sujeto a una segunda prueba de

presión a 10000psi. Teniendo el área interna de 58.32 pg2

la fuerza aplicada en el

ensamble de la herramienta durante la prueba fue mayor que 580.000lbs. Verificando la

capacidad de carga del X-PAK 7-5/8” x 9-5/8”. Esta prueba fue realizada en la base de

TIW Houston Texas

4.1.4 Se puede diseñar para mayor capacidad de carga, pero disminuyendo el área

de flujo. (Liner convencional hidráulico y/o mecánico)

El área de Flujo esta directamente afectada por la capacidad de carga, ya sea en

Colgadores Hidráulicos o Mecánicos.

121

FIGURA No 4.1 Área de flujo VS Capacidad de colgamiento



.

Cuando “A” se incrementa en tamaño, “B” disminuye. Resultando un área de flujo

mayor con menos capacidad de carga.

FIGURA No 4.2 Área de flujo



4.1.5 Se utiliza un solo equipo: X-PAK HGR/PKR. (Liner Expandible X-PAK)

Debido a su diseño este colgador tiene sus componentes de colgador y packer en un solo

cuerpo de longitud muy corta, evitando el uso de dos equipos diferentes para colgar el

liner y sellar el espacio anular al nivel del colgador.

122

FIGURA No 4.3 Liner X-PAK

Fuente: Charla sobre expandibles, TIW Venezuela


4.1.6 Se utilizan (2) dos equipos: Colgador Mecánico y/o Hidráulico + Accesorio de

sello adicional. (Liner convencional hidráulico y/o mecánico)

Un colgador convencional tiene la función específica de colgar; el sello a nivel de dicho

colgador, lo haría el cemento. Si se desea o requiere garantizar de alguna manera el

sello en el tope del liner es necesario utilizar un equipo adicional, denominado liner top

packer, el cual debe ir ensamblado conjuntamente con el colgador, teniendo como

resultado 2 equipos ensamblados, con una longitud considerable.

123

FIGURA No 4.4 Colgador mecánico



FIGURA No 4.5 Packer



4.1.7 Genera un sello primario Metal-Metal y puede ser suministrado en

materiales resistentes a la corrosión y altas temperaturas (1000 °F) y 15 KSI.

(Liner Expandible X-PAK)

Se define como sello primario al que garantiza hermeticidad y este al ser metal - metal,

también garantiza el sello bajo condiciones extremas de temperatura, presión y en

124

presencia de fluidos corrosivos; lo que se logra utilizando metales especiales ó

tratamientos térmicos en el área de sellos. Adicionalmente además del sello metal-

metal el X-PAK provee un sello adicional tipo elastómero para garantizar 100% dicha

hermeticidad.

FOTOGRAFÍA No 11 Sello Metal – Metal



4.1.8 Se considera como sello secundario y provee sello a alta temperatura

utilizando accesorios adicionales hasta 10 KSI (Liner convencional hidráulico y/o

mecánico).

En un colgador de liner convencional como se había dicho anteriormente es necesario

utilizar un equipo adicional que es liner top packer el mismo que al momento de ser

activado después del proceso de cementación puede encontrar en su superficie exterior

pequeños recortes de perforación, limallas u objetos extraños, los cuales podrían ser las

posibles causas, para no generar un sello hermético. Adicional los elastómeros con los

que este tipo de packer trabaja, tienen ciertas limitaciones con respecto a temperatura,

presión y fluidos corrosivos.

125

4.1.9 Mejor área de flujo por su concentricidad minimizando riesgos de empaque

anular. Mejorando la hidráulica (Liner Expandible X-PAK).

El área de flujo se ve mejorada notablemente al no tener elementos mecánicos externos

en el cuerpo del colgador. Lo que minimiza las posibilidades de empaquetamientos. Al

utilizar un X-PAK estamos asegurando que el área de flujo va ha permanecer sin

variaciones durante la corrida del liner, acondicionamiento del agujero en el fondo,

cementación y desplazamiento

FIGURA No 4.6 Área de flujo del Liner Expandible X-PAK



4.1.10 Área de flujo limitada a través de los conos pre-asentado y post-asentado

(Liner convencional hidráulico y/o mecánico).

Una vez el colgador está sentado, el espacio anular alrededor del colgador es reducido

por las cuñas sobre el cono. Lo que podría generar acumulación de material alrededor

de las cuñas y generando un empaquetamiento

Área de flujo

126

FIGURA No 4.7 Área de flujo



4.1.11 Mantiene integridad del sistema (Liner Expandible X-PAK).

Debido a su diseño en un cuerpo integral y al no poseer partes de accionamiento

hidráulico móviles, se garantiza la integridad del sistema, eliminando posibles puntos de

fuga de presión ó liqueo.

FIGURA No 4.8 Integridad del sistema



127

4.1.12 Mantiene integridad del sistema solo con colgadores mecánicos (Liner

convencional hidráulico y/o mecánico).

Un colgador convencional hidráulico, está diseñado para activar sus cuñas mediante un

pistón, el cuál para poder ser accionado necesita orificios para la admisión del fluido

que generará el movimiento a dicho pistón. Dicha comunicación entre el interior del

colgador y la parte externa del mismo (pistón hidráulico) genera puntos de posible fuga

de presión o liqueo.

FIGURA No 4.9 Colgador y orificio



4.1.13 Reduce costos futuros (Liner Expandible X-PAK).

El hecho de tener un sello primario, sumado al sello que crea el cemento y los

elastómeros que también son parte del X-PAK, nos garantizan hermeticidad al nivel del

tope del liner, disminuyendo prácticamente a cero posibles trabajos de remediación con

respecto a la cementación y uso de equipos adicionales como top Packers para reparar

posibles fugas.

128

4.1.14 Solo el costo inicial es más económico (Liner convencional hidráulico y/o

mecánico).

Al utilizar un colgador convencional, el costo inicial es muy bajo; pero de haber o

existir problemas durante la cementación sería necesario incurrir en costos adicionales,

para trabajos de remediación y/o instalación de top Packers para solucionar problemas

de sello al nivel del tope del liner.

4.1.15 Garantiza la incapacidad de mover el liner después de asentado,

imposibilitando su flotación y/o recuperación (Liner Expandible X-PAK).

El diseño de las cuñas del X-PAK las cuales accionan perpendicularmente sobre la

pared interna del casing, sumado al contacto de la superficie del colgador y del casing

(sello metal – metal) garantiza que dicho elemento no va a tener ningún tipo de

movimiento ni en forma ascendente o descendente, debido a fuerzas externas de

cualquier tipo que estas fueran.

129

FIGURA No 4.10 Cuñas Liner Expandible X-PAK



4.1.16 Debe proveer cuñas bi-direccionales para evitar el movimiento en ambos

sentidos, limitándose a la capacidad de agarre de las cuñas (Liner convencional

hidráulico y/o mecánico).

Todos los sistemas de colgadores convencionales, están diseñados con un sistema de

anclaje unidireccional por lo que de existir una fuerza externa hacia arriba, el liner se

movería de su posición generando problemas. Para evitar dicho desplazamiento hacia

arriba el colgador debería contar con cuñas, tipo bi-direccional, para lograr esto habría

que sacrificar el área de agarre de las cuñas; teniendo como consecuencia menor

capacidad de carga del colgador.

130

FOTOGRAFÍA No 12 Cuñas Liner convencional



4.1.17 Construcción externa uniforme con mínimo de partes móviles (Liner

Expandible X-PAK).

El diseño del X-PAK garantiza un mínimo rozamiento entre las partes constitutivas del

mismo y el casing ya que está construido en un cuerpo integral, sin ningún tipo de parte

móvil.

Las cuñas del X-PAK son de tipo inserto, lo que facilita las operaciones de rotación

durante la corrida y al reciprocar la sarta.

131

FIGURA No 4.11 X-PAK Liner Hanger



4.1.18 Partes móviles y sellos parcial o totalmente expuestos (Liner convencional

hidráulico y/o mecánico).

Los colgadores tipo convencional tienen elementos externos móviles tales como: cuñas,

flejes, pistón hidráulico los cuales van expuestos y están sujetos al rozamiento contra la

pared interna del casing; lo que genera limitación al momento de reciprocar y/o rotar la

sarta.

132

FIGURA No 4.12 Partes móviles expuestas



4.2 Resultados de Corridas de Liners.

A continuación se presentan los resultados de las corridas de liners convencionales en

algunos pozos del Ecuador.

4.2.1 Pozos corridos con Liners Convencionales

4.2.1.1 Pozo Auca 76 D

Locación: Auca

Operador: Petroproducción

Datos antes de asentar el equipo:

2.7 Bpm. 500 psi

2.7 Bpm. 600 psi

3.6 Bpm. 800 psi

133

Datos después de asentar el equipo

1.3 Bpm. 500 psi

3.7 Bpm. 800 psi

6.5 Bpm. 1350 psi

6.5 Bpm. 1400 psi

4.2.1.2 Pozo Culebra 10 H

Locación: Culebra



3.57 Bpm. 650 psi

4.52 Bpm. 650 psi

5 Bpm. 700 psi,

4.85 Bpm. 750 psi,


4.52 Bpm. 800 psi

5.07 Bpm. 800 psi

5.38 Bpm. 858 psi

4.2.1.3 Pozo Yulebra 8 D

Locación: Yulebra



5.0 Bpm. 500 psi

5.9 Bpm. 650 psi

134

6.3 Bpm. 750 psi


3.5 Bpm. 300 psi

5.1 Bpm. 550 psi

6.2 Bpm. 800 psi

7,0 Bpm. 1050 psi

4.2.2 Pozos corridos con liners Expandibles

A continuación se presentan los resultados de las corridas de liners expandibles en

algunos pozos del Ecuador.

4.2.2.1 Pozo PCCB-006

Campo: Pañacocha

Taladro: CPEB50-243

Operadora: Petroamazonas

18 SPM - 2.00 BPM - 300 psi

37 SPM - 4.00 BPM - 400 psi

55 SPM - 6.00 BPM - 600 psi

73 SPM - 8.00 BPM - 800 psi

4.2.2.2 Pozo PCCB-010

Campo: Pañacocha

Taladro: CPEB50-243

135


18 SPM - 2.00 BPM - 200 psi

37 SPM - 4.00 BPM - 350 psi

55 SPM - 6.00 BPM - 590 psi

74 SPM - 8.00 BPM - 900 psi

4.2.2.3 Pozo PCCB-004

Campo: Pañacocha

Taladro: CPEB50-243


18 SPM - 2.00 BPM - 250 psi

37 SPM - 4.00 BPM - 360 psi

55 SPM - 6.00 BPM - 520 psi

74 SPM - 8.00 BPM - 780 psi

136

TABLA N° 4.2 Resultados de corridas de liners convencionales VS liners expandibles

OPERADORA POZO LINER

CONVENCIONAL

LINER

EXPANDIBLE

CAUDAL PRESIÓN

Petroproducción Auca 76 D SI NO 1.3 Bpm.

3.7 Bpm.

6.5 Bpm.

500 psi

800 psi

1400 psi

Petroamazonas PCCB-006 NO SI 2.00 Bpm.

4.00 Bpm.

8.00 Bpm.

300 psi

400 psi

800 psi

Petroproducción Culebra 10 H SI NO 4.52 Bpm.

5.07 Bpm.

5.38 Bpm.

800 psi

800 psi

858 psi


4.00 Bpm.

8.00 Bpm.

200 psi

350 psi

900 psi

Petroproducción Yulebra 8 D SI NO 3.5 Bpm.

5.1 Bpm.

7,0 Bpm.

300 psi

550 psi

1050 psi


4.00 Bpm.

8.00 Bpm.

250 psi

360 psi

780 psi

Elaborado Por: Ricardo Bolaños C


137

4.3 Equipos, herramientas y accesorios utilizados para el ensamblaje de Liners

Convencionales así como Liners Expandibles.

Los equipos, herramientas y accesorios utilizados para el ensamblaje de liners

convencionales y expandibles, son muy variados, pero citaremos a continuación los

principales y más usados.

4.3.1 Equipos:

Los equipos utilizados para el ensamblaje de los Liners tanto Convencionales como

Expandibles, son los mismos, pero la diferencia es que se aplica diferentes parámetros

para su calibración y pruebas; tenemos los siguientes:

Banco de pruebas de presión (High Pressure Test) -. Sirve para realizar

pruebas de presión a las herramientas (setting tools), para garantizar la hermeticidad y

sello de las mismas en el pozo durante las operaciones de corridas de liners.

Características: rango de pruebas de 0 a 20000 psi; para pruebas hidráulicas operado

con una bomba neumática, posee un registrador Barton.

FOTOGRAFÍA No 13 High Pressure Test



138

Torque Monitoring System (Twister 6000).- El siguiente equipo, es utilizado

para dar torque a todas las conexiones relacionadas con el ensamblaje de los colgadores.

Características: 480 voltios, 50 amperios y 60 Hertz, tiene un peso de 7.350 lbs. Y el

torque máximo que produce es 50.000 libras/pie

FOTOGRAFÍA No 14 Torque Monitoring System (Twister 6000)



Montacargas.- Se lo utiliza para transportar los Liners, tubería pesada y trabajos

terminados de un lugar a otro o a la plataforma; para la entrega.

FOTOGRAFÍA No 15 Montacargas



139

Plataforma.- Se la usa para transportar los equipos desde la base, hasta la

compañía que contrata el servicio de corrida de liner.

FOTOGRAFÍA No 16 Plataforma



4.3.2 Herramientas:

Las herramientas empleadas para el ensamblaje de los liners tanto convencionales como

expandibles son muy variadas, tenemos eléctricas y manuales pero las más importantes

y utilizadas son las siguientes:

Engrasador neumático.- Es una herramienta que se utiliza para engrasar el

equipo, funciona a presión y su utilización facilita el ahorro de tiempo y se evita el

desperdicio de grasa.

FOTOGRAFÍA No 17 Engrasador Neumático



140

Tecle eléctrico y manual.- Sirve para elevar todo tipo de liner, casing, tubería; y

todo lo que sea imposible levantar solo con la fuerza del hombre, se dispone de uno

eléctrico y otro manual, con una capacidad de carga de 5 toneladas cada uno

FOTOGRAFÍA No 18 Tecle Eléctrico



FOTOGRAFÍA No 19 Tecle Manual



141

Burro o soporte.- Esta diseñado para soportar todo tipo de tubería, son sólidos y la

capacidad de carga depende del número de burros colocados y de la ubicación de

cada uno.

FOTOGRAFÍA No 20 Burro o soporte



Prensa de cadena.- Sirve para sujetar todo tipo de tubería, la capacidad para

soportar el peso depende del tamaño de la misma.

FOTOGRAFÍA No 21 Prensa de cadena



142

Soplete.- Sirve para pintar, además en la empresa se utiliza, para dar mantenimiento

a las piezas.

FOTOGRAFÍA No 22 Soplete



Llave de Cadena.- Sirve para ajustar y aflojar todo tipo de tubería, rosca. Existen

de diferentes tamaños y los usos son variados.

FOTOGRAFÍA No 23 Llave de Cadena



Amoladora.- Tiene diversos usos, depende el disco que se le coloque, en la

fotografía está colocado el disco llamado Grata, y sirve para limpiar las superficies

porosas de las tuberías.

143

FOTOGRAFÍA No 24 Amoladora



Taladro.- Sirve para perforar cualquier superficie, el diámetro de la perforación,

puede variar, cambiando la broca.

FOTOGRAFÍA No 25 Taladro



Entenalla.- Sirve para ajustar topo tipo de objeto, con un limitado tamaño

144

FOTOGRAFÍA No 26 Entenalla



4.3.3 Accesorios.- Tenemos una gran variedad de accesorios utilizados para el ensamble

y de liners convencionales y expandibles, pero a continuación citaremos los más

utilizados.

Grasa de color rojo.- Esta se utiliza para lubricar todos los equipos y herramientas

antes de ensamblar ya sea un liner convencional o expandible.

FOTOGRAFÍA No 27 Grasa roja



Grasa de color negro.- Esta se utiliza para aplicar en todo tipo de roscas

145

FOTOGRAFÍA No 28 Grasa negra



WD-40.- Sirve para eliminar el rechinido, limpia y protege metales, afloja las piezas

oxidadas y libera los mecanismos trabados.

FOTOGRAFÍA No 29 WD-40



Banda.- Se utiliza para elevar tubing, casing y liner con ayuda del tecle, pero la

capacidad de carga es limitado, además sirve para ajustar y aflojar todo tipo de

roscas.

146

FOTOGRAFÍA No 30 Banda



Faja.- De uso similar al de la banda, pero esta tiene menos capacidad de carga.

FOTOGRAFÍA No 31 Faja



Llave Alien.- Sirve para ajustar todo tipo de pernos y roscas que tengan las

terminales hexagonales y apropiadas para esta llave.

147

FOTOGRAFÍA No 32 Llave Alien



Plástico de empaque.- Este plástico, se lo utiliza para proteger todas las

terminales y orificios de los liner, que están listos para ser entregados a la empresa

que contrato los servicios.

FOTOGRAFÍA No 33 Plástico de Empaque



CAPÍTULO V

148

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 Conclusiones

En la corrida del liner convencional, la rotación se aplica antes y después de ser

asentado el colgador, se lo puede realizar con torque y peso limitado; el colgador

puede ser diseñado para una mayor capacidad de carga, pero se disminuye el

área de flujo; se lo considera como un sello secundario ya que las cuñas son

unidireccionales; se debe proveer de cuñas bi-direccionales para evitar el

movimiento en ambos sentidos, limitándose a la capacidad de agarre de las

cuñas; el área de flujo es reducida y está limitada por los conos pre y post

asentados; solo el costo inicial es más económico. El liner expandible X-PAK,

se puede rotar tanto en la corrida como en la cementación; tiene mayor

capacidad de carga, superior a 580000 lbs; genera un sello metal - metal; tiene

mayor área de flujo, minimizando el empaquetamiento; garantiza la incapacidad

de mover el liner después de asentado, imposibilitando su flotación o

recuperación; los costos a futuro son reducidos; la construcción externa es

uniforme con un mínimo de partes móviles.

Del análisis de los resultados obtenidos en varios pozos petroleros en los que se

corrió liners convencionales vs liners expandibles, podemos concluir lo

siguiente: En el pozo Auca 76D, de Petroproducción se corrió un liner

convencional y el caudal más alto obtenido antes de asentar el equipo fue

3,6Bpm a 800psi; el caudal más alto obtenido después de asentar el equipo fue

149

6,6Bpm a 1400psi, por consiguiente concluimos que la presión aumenta

considerablemente, pero el caudal de circulación no es lo suficientemente alto

relacionado a la nueva presión existente. En el pozo Culebra 10H, de

Petroproducción se corrió un liner convencional y el caudal más alto obtenido

antes de asentar el equipo fue 5Bpm a 700psi; el caudal más alto obtenido

después de asentar el equipo fue 5,38Bpm a 1050psi, por lo tanto se puede notar

que la presión es muy elevada, pero el caudal de circulación sube muy poco en

relación a la presión obtenida. En el pozo Yulebra 8D, de Petroproducción se

corrió un liner convencional y el caudal más alto obtenido antes de asentar el

equipo fue 6,3Bpm a 750psi; el caudal más alto obtenido después de asentar el

equipo fue 7Bpm a 1050psi, por lo tanto se observa que el aumento de caudal

antes y después de asentar el equipo es mínimo, al contrario de la presión que

aumenta desproporcionalmente. En el pozo PCCB-006 perteneciente a

Petroamazonas se corrió un liner expandible obteniendo como resultado una

circulación de 8Bpm a 800psi. En el pozo PCCB-010 perteneciente a

Petroamazonas se corrió un liner expandible y se obtiene como resultado 8Bpm

a 900psi. En el pozo PCCB-004 perteneciente a Petroamazonas se corrió un liner

expandible y se obtiene como resultado 8Bpm a 780psi. Después de haber

realizado el análisis tanto de las corridas de liner convencionales como de la

corrida de liners expandibles, se puede concluir que cuando se corre un liner

convencional tenemos una alta presión, pero un caudal de circulación bajo; pero

al momento de correr liners expandibles podemos observar que tenemos una

presión baja relativamente, pero un caudal de circulación alto.

150

Al momento de realizar una corrida con un liner convencional se debe rotar

solamente antes y después de ser asentado el colgador, además se debe tomar en

cuenta que el sello que proporciona es secundario y no es un sello hermético; el

área de flujo que tenemos es reducida por las cuñas sobre el cono, por lo que se

podría producir empaquetamiento, este liner se lo puede recuperar ya que las

cuñas son unidireccionales y no esta fijo el colgador en el fondo. Cuando

usamos un liner expandible tenemos la facilidad de poder rotar mientras bajamos

el colgador, este proporciona un sello primario y hermético metal – metal, el

área de flujo es mayor y nos minimiza el riesgo de que exista empaquetamiento,

este liner una vez que se asienta es imposible recuperarlo o flotarlo, ya que las

cuñas se accionan perpendicularmente sobre la pared interna del casing.

151

5.2 Recomendaciones

Cuando se lleve a cabo el ensamblaje tanto de un liner convencional como de un

liner expandible, se debe calibrar el equipo a utilizarse, para así evitar posibles

problemas al momento de la corrida de los mismos.

Se debe siempre realizar las respectivas pruebas de presión a los equipos y

herramientas utilizadas en el ensamblaje de los liners convencionales y

expandibles, para así evitar posibles fugas al momento de correr en el pozo.

Siempre hay que colocar todos los O´rings en los sitios designados, para así

proporcionar el respectivo cierre hermético y evitar fugas al momento de correr

los liners en los respectivos pozos.

Al momento de ajustar o torquear los equipos y las herramientas, siempre se

debe consultar las tablas de las respectivas roscas y el torque asignado para cada

una de ellas, para evitar dañar las mismas.

Engrasar siempre en las partes que sean necesarias realizarlas y con la grasa

adecuada para facilitar en ensamble de los equipos.

En el pozo, cuando se disponga a corra el liner tanto convencional como

expandible se debe siempre realizar la reunión de trabajo con los operadores,

perforadores, cuñeros, Tool Pusher, Company Man y todo el personal presente

en la corrida del mismo.

152

Se debe revisar todos los Talis o informes antes de correr tanto el liner

convencional o expandible, si existe alguna duda, cambio, o corrección informar

inmediatamente al Company Man.

El momento de empezar la corrida tanto del liner convencional como expandible

hay que estar pendiente y atento de la presión existente, la circulación del fluido

y que el respectivo encuellador envíe el conejo y sea recibido por los cuñeros.

153

GLOSARIO

Colgador hidráulico: El colgador hidráulico es el que se asienta con aplicación de

presión esta a su vez ejerce una fuerza en un pistón que sobrepasa la fuerza ejercida por

el resorte o pines de corte.

Colgador de Liner: Un colgador de Liner es una herramienta con cuñas dentadas que

se deslizan al frente de los conos para lograr agarre con la pared del revestimiento.

Colgador mecánico: Un colgador Mecánico es activado por el movimiento de la

tubería de asentamiento o de trabajo

Completación: Trabajos posteriores a la perforación que tienen por objeto poner el

pozo en condiciones de producir.

Collar de Asentamiento (Landing Collar): El collar está diseñado para recibir el

tapón de desplazamiento del liner conjuntamente con el tapón de la sarta de trabajo.

Collar de flotación (Float Collar): El collar de flotación es una válvula adicional de

contra flujo o contra presión que asegura el que el cemento no retorne hacia liner

después del desplazamiento

Drift: Es el máximo diámetro, por el cual puede pasar determinada tubería.

Empaques de Liner: Un empaque de liner reemplaza al collar de asentamiento y es

conectado a la parte superior del colgador para dar sello en el anular del liner y el

revestimiento anterior.

154

Fondo arriba: Es cuando todo el elemento sólido que se encuentra en suspensión tiene

que llegar a superficie

Liner: está definido como sarta de revestimiento o tubería con su tope por debajo de la

superficie del pozo.

Liner de producción: Son los utilizados para cubrir las zonas de interés o de

producción.

Liner (ext. Corta) Stub: Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en

el casing sobre un Liner existente

Liner (ext. Larga) Tied-Back: Es utilizado para reparar secciones dañadas o

desgastadas en el casing sobre un Liner existente, y para proveer protección adicional en

contra de la corrosión y/o presión.

Liqueo: Fuga de presión

Obturadores: Son los que proveen un sello positivo entre la herramienta soltadora y el

liner permitiendo que el flujo circule en una sola dirección.

Peso abajo: Es el peso que se tiene desde el bloque hasta el zapato

Peso arriba: Es el peso que se tiene desde el bloque hasta el zapato

Pin: Es un vástago de corte, fracturado de bronce y el propósito es romperse para

activar un sistema. Se rompe dependiendo las dimensiones del mismo.

Prisionero: Dispositivo mecánico con rosca con o sin cabeza que sirve para impedir el

giro o movimiento entre piezas, tales como un eje y un collar. Los tornillos prisioneros

tienen tipos diferentes de punta y cabezas para aplicaciones distintas.

155

Quebrar tubería: Es cuando se desenrosca la tubería que ha sido torqueada.

Reunión de seguridad: Se la efectúa siempre antes de empezar a correr el Liner

convencional o expandible en el taladro, en presencia de los operadores y personal de

perforación.

RPOB: Buje Obturador Recuperable

Scab Liner: Es utilizado para reparar secciones dañadas o desgastadas en el Casing o

Liner.

TIW: Texas Iron Works

Zapato Flotador: Consiste de unos orificios de impacto que facilitan el lavado hacia

abajo durante su corrida y de algunas partes interiores fáciles de perforar aun mas

manteniendo sus propiedades resistentes a la abrasividad, corrosividad y temperatura

de los fluidos.

156

BIBLIOGRAFÍA

CESAR MICHELLI, Ing. Operador de TIW de Venezuela, “Soporte técnico en el

procedimiento de ensamblaje de un liner expandible y su respectiva corrida”

CESAR MICHELLI, Ing. Operador de TIW de Venezuela, “ Charla sobre expandible”,

presentación realizada para TIW Venezuela, 09 de Julio del 2009, slide

2,3,4,5,6,8,9,10,12,14,15,18,19,20,21,22,23,24,28,30.

DARWIN MOLINA, Tlg. Jefe de Operaciones de la base de TIW de Venezuela,

Sucursal Ecuador en el Km 6 ½ vía Shushufindi, “Soporte técnico en el procedimiento

de la corrida del liner convencional y el liner expandible”

JAMES BONILLA, Ing. Gerente de TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador, “ Videos

2004 HL xw HH-IB TC-002, 2005 Hydraulic Liner, Expand Clip, SN-AT Packer

Movie”

JOSÉ LÓPEZ, Tlg. Jefe del taller de la base de TIW de Venezuela, Sucursal Ecuador en

el Km 6 ½ vía Shushufindi, “Soporte técnico en el procedimiento de ensamble de

liners convencionales y expandibles”

SEMINARIO COMPLETO TIW, todo el documento “Liner Convencional,

procedimiento de ensamblaje, partes y procedimiento de corrida”

VINICIO RODRÍGUEZ, Tlg. Operador de la base de TIW de Venezuela, Sucursal

Ecuador en el Km 6 ½ vía Shushufindi, “Soporte técnico en la corrida de un liner

convencional en el pozo Drago 12 este D perteneciente a Petroproducción”

ANEXOS

157

ANEXO No 1 Cálculos de los Pines Ball Seat Rotating Tool X-PAK


158

ANEXO No 2 Tubing Table

ANEXO No 3 Tubing Table


TUBING TABLE

OD Weight WALL ID DRIFT

API NON-API

NU EUE NOM P-E

1.050 1.14 1.20 0.113 0.824 0.730

1.050 1.50 1.47 0.154 0.742 0.648

1.315 1.70 1.80 0.133 1.049 0.955

1.315 2.25 2.17 0.179 0.957 0.848

1.660 2.30 2.40 0.140 1.380 1.286

1.660 3.02 2.99 0.191 1.278 1.184

1.660 3.24 3.09 0.198 1.264 1.170

1.900 2.75 2.90 0.145 1.610 1.516

1.900 3.64 3.63 0.200 1.500 1.406

1.900 4.19 3.93 0.219 1.462 1.368

2.000 3.40 3.23 0.165 1.670 1.576

2.063 3.25 3.40 3.18 0.157 1.750 1.656

2.063 4.50 0.225 1.613

2.375 4.00 0.167 2.041 1.947

2.375 4.60 4.70 0.190 1.995 1.901

2.375 5.30 5.01 0.218 1.939 1.845

2.375 5.80 5.95 0.254 1.867 1.773

2.375 6.20 5.89 0.261 1.853 1.759

2.375 6.30 6.65 6.65 6.26 0.280 1.815 1.721

2.375 7.30 7.70 0.336 1.703 1.609

2.875 6.40 6.50 0.217 2.441 2.347

2.875 7.70 7.90 0.276 2.323 2.229

2.875 8.60 8.70 8.44 0.308 2.259 2.165

2.875 9.50 9.78 0.340 2.195 2.101

2.875 9.80 10.40 0.362 2.151 2.057

2.875 10.70 10.39 0.392 2.091 1.997

2.875 11.00 10.66 0.405 2.065 1.971

2.875 11.65 11.44 0.440 1.995 1.901

3.500 7.70 7.57 0.216 3.068 2.943

3.500 9.20 9.30 9.30 8.81 0.254 2.992 2.867

3.500 10.20 10.30 10.30 9.91 0.289 2.922 2.797

3.500 12.70 12.95 0.375 2.750 2.625

3.500 13.70 13.60 0.414 2.673 2.548

3.500 15.50 14.62 0.449 2.602 2.477

3.500 15.80 15.37 0.476 2.548 2.423

3.500 15.80 15.68 0.488 2.524 2.399

3.500 16.70 16.28 0.510 2.480 2.355

3.500 17.05 16.81 0.530 2.440 2.315

159

ANEXO No 3 Decimal Equivalents of Fractions

Decimal Equivalents of Fractions D

ec

ima

l E

qu

iva

len

ts o

f F

rac

tio

ns

1/64 = 0,0156 33/64 = 0,5156

Dec

ima

l Eq

uiv

ale

nts

of F

rac

tion

s

1/32 = 0,0313 17/32 = 0,5313

3/64 = 0,0469 35/64 = 0,5469

1/16 = 0,0625 9/16 = 0,5625

5/64 = 0,0781 37/64 = 0,5781

3/32 = 0,0938 19/32 = 0,5938

7/64 = 0,1094 39/64 = 0,6094

1/8 = 0,1250 5/8 = 0,6250

9/64 = 0,1406 41/64 = 0,6406

5/32 = 0,1563 21/32 = 0,6563

11/64 = 0,1719 43/64 = 0,6719

3/16 = 0,1875 11/16 = 0,6875

13/64 = 0,2031 45/64 = 0,7031

7/32 = 0,2188 23/32 = 0,7188

15/64 = 0,2344 47/64 = 0,7344

1/4 = 0,2500 3/4 = 0,7500

17/64 = 0,2656 49/64 = 0,7656

9/32 = 0,2813 25/32 = 0,7813

19/64 = 0,2969 51/64 = 0,7969

5/16 = 0,3125 13/16 = 0,8125

21/64 = 0,3281 53/64 = 0,8281

11/32 = 0,3438 27/32 = 0,8438

23/64 = 0,3594 55/64 = 0,8594

3/8 = 0,3750 7/8 = 0,8750

25/64 = 0,3906 57/64 = 0,8906

13/32 = 0,4063 29/32 = 0,9063

27/64 = 0,4219 59/64 = 0,9219

7/16 = 0,4375 15/16 = 0,9375

29/64 = 0,4531 61/64 = 0,9531

15/32 = 0,4688 31/32 = 0,9688

31/64 = 0,4844 63/64 = 0,9844

1/2 = 0,5000 1.0 = 1,0000

Decimal Equivalents of Fractions


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