ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

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1 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL ESCUELA DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS ANÁLISIS TÉCNICO SOBRE LA APLICACIÓN DE COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES X-PAK UTILIZADOS EN POZOS DIRECCIONALES PERFORADOS EN EL CAMPO X DEL DISTRITO AMAZÓNICO PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA EN PETRÓLEOS MARÍA ELENA ROMERO BAYAS malenna_23@hotmail.com DIRECTOR: ING. GUILLERMO ORTEGA V. MSc ruben.ortega@epn.edu.ec Quito, Septiembre 2013

2 II DECLARACIÓN Yo, María Elena Romero Bayas, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. La Escuela Politécnica Nacional puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente. María Elena Romero Bayas

3 III CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por María Elena Romero Bayas, bajo mi supervisión. Ing. Guillermo Ortega V. MSc DIRECTOR DEL PROYECTO

4 IV DEDICATORIA El presente proyecto se lo dedico a mis Padres por todos los esfuerzos y sacrificios que realizaron para darme la oportunidad de ser alguien en la vida, por cada momento en el cual fueron más que mis padres fueron mis amigos, por sus sabios concejos, por haberme dado valiosas enseñanzas que me permiten ser cada día mejor, se los dedico a ustedes porque son mi soporte diario, mi anhelo de llegar a ser como ustedes, esas personas trabajadoras, fuertes y con convicciones inquebrantables, gracias porque han sido los mejores padres del mundo, los amo y los amaré eternamente. A mis hermanas Cris y Gaby, hermano Israel y mi sobrina Aleja por formar parte de mi vida, porque tan solo con su presencia mi vida se llena de alegría, a ustedes porque Dios no me pudo haber dado un mejor regalo. A mi novio Lenin por estar siempre a mi lado, por haberme brindado todo su cariño, apoyo y amor en los buenos y malos momentos, por ser esa persona en la cual encuentro mi dosis diaria de felicidad. María Elena

5 V AGRADECIMIENTOS En primer lugar agradezco a Dios por haberme permitido alcanzar este sueño, por caminar junto a mí en todo momento y reconfortarme frente a cualquier adversidad. A mis Padres, Wilson y Cecilia por su paciencia, apoyo y cariño; porque sin ellos no hubiera sido posible llegar a este punto, gracias por sus palabras siempre tan acertadas y ese amor incondicional que siempre me han dado. A mis hermanas Cris y Gaby y a mi hermano Israel por ser un pilar en mi vida, gracias por brindarme cada día su apoyo y carisma, así mismo le agradezco a mi sobrina Aleja porque aunque aún no lo sabe llegó a darnos una alegría incontenible. A Lenin por caminar junto a mi casi toda mi carrera universitaria, por todas las experiencias que hemos compartido, por brindarme su cariño, apoyo y alegría en cada momento. Gracias amor por que cada día fuiste esa persona ideal para mí. Te amo. A mis tíos y a mi abuelita por haberme recibido en su casa cuando más lo necesitaba y permitirme formar parte de sus hogares, gracias a todos ellos por haber creído en mí. A mis amigos y amigas por todas las buenas experiencias que vivimos, y por formar parte de este logro. Al Ingeniero Guillermo Ortega por el apoyo y la paciencia brindada durante el desarrollo de este proyecto. A la empresa TIW de Venezuela Sucursal Ecuador por haberme dado la oportunidad de desarrollar este proyecto, al Ing. James Bonilla, Ing. Pedro Orbe, al Tlg. Darwin Molina por haber compartido conmigo sus conocimientos y amistad. Así mismo al personal administrativo con quienes compartimos buenos momentos. María Elena

6 VI CONTENIDO DECLARACIÓN... II CERTIFICACIÓN... III DEDICATORIA... IV AGRADECIMIENTOS... V CONTENIDO... VI ÍNDICE DE FIGURAS... XII ÍNDICE DE TABLAS... XIV ÍNDICE DE GRÁFICAS... XV ÍNDICE DE ANEXOS... XVI RESUMEN... XVII PRESENTACIÓN... XIX CAPÍTULO I...1 DESCRIPCIÓN DE LOS DIFERENTES TIPOS DE COLGADORES DE LINER UTILIZADOS EN EL DISTRITO AMAZÓNICO INTRODUCCIÓN ESQUEMA MECÁNICO GENERAL DE UN POZO TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO FUNCIONES DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO TIPOS DE REVESTIDORES CASING CONDUCTOR CASING SUPERFICIAL CASING INTERMEDIO CASING DE PRODUCCIÓN LINER Tipos de Liner Liner Intermedio o de Perforación Liner de Producción Liner Tie-Back (Extensión Larga) Liner Stub (Extensión Corta) Scab Liner CARACTERÍSTICAS DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO FUERZAS A LAS QUE ESTÁ SOMETIDO EL REVESTIDOR... 11

7 VII COLAPSO ESTALLIDO TENSIÓN Y COMPRESIÓN QUÉ ES UN COLGADOR DE LINER? TIPOS DE COLGADORES DE LINER COLGADORES DE LINER HIDRÁULICOS Mecanismo de Asentamiento Ventajas y Desventajas COLGADORES DE LINER MECÁNICOS Mecanismo de Asentamiento Ventajas y Desventajas COLGADORES DE LINER CON SISTEMA EXPANDIBLE TIW X PAK Liner Hanger TIW X PAK Drill Down Mecanismo de Asentamiento Ventajas y Desventajas USO PORCENTUAL DE COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES Y CONVENCIONALES EN EL ECUADOR CAPÍTULO II PROCESO DE ENSAMBLAJE E INSTALACIÓN DE COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES EN POZOS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO INTRODUCCIÓN TIPOS DE POZOS DIRECCIONALES Tipo J Tipo S SELECCIÓN DE POZOS PARA LA UTILIZACIÓN DE COLGADORES CONVENCIONALES O EXPANDIBLES USO DE LINERS USO DE COLGADORES CARACTERÍSTICAS DE LOS COLGADORES DE LINER DESCRIPCIÓN DE LA CONFIGURACIÓN BÁSICA DE UN COLGADOR CON SISTEMA EXPANDIBLE HERRAMIENTA Hydraulic Power Tool... 39

8 VIII X-PAK Liner Setting Tool X-PAK Rotating Tool SISTEMA X-PAK TIW X-PAK Tie Back Expander TIW X-PAK Liner Hanger/Packer TIW RPOB/ DPOB Sub TIW RP Spline Sub w/spacer Sub TIW Extension de Niple (2) TIW Pump Down Plug TIW PDC Liner Wiper Plug PROCEDIMIENTO DE ENSAMBLAJE DE UN COLGADOR CON SISTEMA EXPANDIBLE PRUEBAS DE LABORATORIO REALIZADAS AL COLGADOR EQUIPOS UTILIZADOS PROCEDIMIENTO DE LA PRUEBA RESULTADOS DE LA PRUEBA PRUEBA DE PRESIÓN DE RENDIMIENTO AL 80% PRUEBA DE FONDO DE PRESIÓN AL 80% PRUEBA DE PRESIÓN A PSI CONCLUSIONES DE LAS PRUEBAS REALIZADAS INFORMACIÓN NECESARIA PARA CORRER UN COLGADOR CON SISTEMA EXPANDIBLE ACCESORIOS UTILIZADOS DURANTE LA INSTALACIÓN DE UN COLGADOR CON SISTEMA EXPANDIBLE LANDING COLLAR (COLLAR DE ACOPLAMIENTO) FLOAT COLLAR (COLLAR FLOTADOR) SET SHOES (ZAPATO GUÍA) CENTRALIZADORES RASPADORES CABEZAS DE CEMENTACIÓN CABEZA DE CEMENTACIÓN TIPO HEAVY DUTY CABEZA DE CEMENTACIÓN TIPO TOP DRIVE PROCEDIMIENTO DE INSTALACION DE UN COLGADOR CON SISTEMA EXPANDIBLE EN POZOS PARA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PROCEDIMEINTO DE INSTALACIÓN... 78

9 IX FENÓMENO DE LA EXPANSIÓN Trabajo en Frío FUERZAS A LAS QUE ESTÁ SOMETIDO EL COLGADOR DURANTE LA INSTALACIÓN Colapso Estallido Tensión CAPÍTULO III ANÁLISIS TÉCNICO DE LOS COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES UTILIZADOS EN EL CAMPO X DEL DISTRITO AMAZÓNICO INTRODUCCIÓN PROBLEMAS ENCONTRADOS DURANTE LA CORRIDA DEL LINER PROBLEMAS OCASIONADOS POR LOS PARÁMETROS DE CORRIDA Pega de Tubería PROBLEMAS REFERENTES A LA HERRAMIENTA EXPANDIBLE Asentamiento Prematuro del Colgador Liberación Accidental del Conjunto Liner-Colgador Otros Problemas PROBLEMAS SUSCITADOS DURANTE EL ASENTAMIENTO DEL EQUIPO EXPANDIBLE NO ACOPLAMIENTO DE TAPONES EN EL LANDING COLLAR FALLA DEL EQUIPO DE FLOTACION Y/O TAPONES REDUCCIÓN DE LA EFICIENCIA DEL COLGADOR PROBLEMAS ENCONTRADOS EN EL TOPE DEL LINER (DURANTE LA CORRIDA DE LA COMPLETACIÓN) SISTEMA 2T XPATCH ANÁLISIS DE LOS COLGADORES UTILIZADOS EN POZOS PARA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO PERFORADOS EN UN CAMPO DEL ORIENTE ECUATORIANO CARACTERÍSTICAS DE LOS POZOS CORRIDOS POR TIW ECUADOR CARACTERÍSTICAS DE LOS TUBULARES INVOLUCRADOS CARACTERISTICAS DE LOS ACCESORIOS UTILIZADOS ANÁLISIS DE LAS OPERACIONES REALIZADAS EN EL POZO POZO TIW POZO TIW

10 X POZO TIW POZO TIW POZO TIW POZO TIW POZO TIW POZO TIW POZO TIW POZO TIW POZO TIW POZO TIW TIEMPO REAL vs TIEMPO IDEAL DE OPERACIÓN TIEMPO REAL vs TIEMPO IDEAL PARA ALCANZAR LAS FORMACIONES DE INTERÉS EFICIENCIA DE LA OPERACIÓN OPERACIÓN CULMINADA EN EL TIEMPO ESTIMADO OBJETIVO PLANEADO FUNCIONAMIENTO DEL EQUIPO DE FLOTACIÓN TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO EN EL TOPE DEL LINER EFICIENCIA DE LA HERRAMIENTA COMPORTAMIENTO DE LAS PRESIONES DE LOS ACCESORIOS DURANTE LA CEMENTACIÓN COMPORTAMIENTO DE LAS PRESIONES DEL X-PAK HANGER/PACKER DURANTE EL ASENTAMIENTO CAPÍTULO IV PROPUESTA DE SOLUCIONES INTEGRALES PARA EL USO DE COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES X-PAK INTRODUCCIÓN SOLUCIONES A LOS PROBLEMAS ENCONTRADOS DURANTE LA CORRIDA DEL X-PAK HANGER/PACKER PUNTOS DE APOYO PRESIONES INESTABLES EN HOYO ABIERTO PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN PEGA DIFERENCIAL PESOS DE SARTA VARIANTE PROBLEMAS EN LA HERRAMIENTA Y ACCESORIOS

11 XI Herramienta Pescada Anticipadamente Falla en la Liberación Primaria Liqueo en la Cabeza de Cementación PROBLEMAS CAUSADOS POR DESCUIDO HUMANO RESUMEN DE LOS PROBLEMAS SUSCITADOS DURANTE LA INSTALACIÓN DEL X-PAK Y SUS SOLUCIONES PROPUESTAS PROPUESTA DE UN PROCEDIMIENTO MÁS ADECUADO DE CORRIDA E INSTALACIÓN DE COLGADORES DE LINER CON TECNOLOGÍA EXPANDIBLE CAPÍTULO V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES CONCLUSIONES RECOMENDACIONES REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ANEXOS

12 XII ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1.1. Esquema Mecánico del Pozo... 3 Figura 1.2. Tipos de Liner... 9 Figura 1.3. IB-TC-R-RRP Hydro Hanger Figura 1.4. IB-R Hydro Hanger Figura 1.5. IB-TC-DD Hydro Hanger Figura 1.6. Colgador Tipo J Figura 1.7.Colgador Tipo EJP Figura 1.8. Colgador EJ-IB Figura 1.9. Colgador Tipo EJ-IB-TC Figura TIW X-PAK Liner Hanger Figura TIW X-PAK Drill Down Figura 2.1.Tipos de Pozos Figura 2.2. Pozo Tipo J o Slant Figura 2.3. Pozo Tipo S Figura 2.4. Pozo Horizontal Figura 2.5. Power Tool Figura 2.6. Sistema de Liberación Figura 2.7. Sistema Rp Profile Sub Y Rp Dogs Figura 2.8. Anillo de Corte (Shear Ring) Figura 2.9. X-PAK Multi-Pistón Setting Tool Figura TIW Tie Back Expander Figura TIW X-PAK Liner Hanger/Packer Figura Ensamble de la Unidad de Sellos Figura Obturadores Figura Extensión Nipple Figura TIW PDP Figura TIW LWP Figura Prueba de Presión con la Dirección de la Fuerza Indicada Figura Collar de Asentamiento Tipo L Figura Collar de Flotación Tipo L Y CL... 73

13 XIII Figura Zapata Flotadora Tipo LS-2 Y Zapata Doble Válvula Flotadora Tipo 226 Con Orificios Laterales Figura Centralizador Figura Cabeza de Cementación Tipo Heavy Duty Figura Cabeza de Cementación Tipo Top Drive Figura Tubular Expandible Figura Sistemas de Expansión Figura Proceso de Expansión del Colgador X-PAK Figura 3.1 Sistema 2T XPATCH Figura 3.2. Zapata Obstruida Por Arena...124

14 XIV ÍNDICE DE TABLAS Tabla 2.1. Parámetros para la Selección de Colgadores Convencionales o Expandibles Tabla 2.2. Características de los Colgadores de Liner Tabla 2.3. OD del Casing Antes y Después de la Expansión Medido a 0º Tabla 2.4. OD del Casing Antes y Después de la Expansión Medido a 90º Tabla 2.5. Ejemplo de un Tally Tabla 3.1. Muestra de los Pozos Corridos por TIW ECUADOR Tabla 3.2. Características de los Pozos Corridos por TIW Tabla 3.3. Características del Drill Pipe Tabla 3.4.Características del HWDP Tabla 3.5. Características del Liner Tabla 3.6. Características de TR de 9 5/ Tabla 3.7. Características del Equipo de Flotación Utilizado Tabla 3.8. Características de los Centralizadores Utilizados Tabla 3.9. Tiempo Real vs Tiempo Ideal de Operación Tabla Tiempo Real vs Tiempo Ideal Hasta Alcanzar las Formaciones de Interés y Finalizar la Operación Tabla 3.11Tiempo Adicional Respecto al Tiempo Ideal de Operación Tabla Objetivo Planeado Tabla Porcentaje de Eficiencia del X-PAK Hanger/Packer Tabla Comportamiento de las Presiones de los Accesorios Durante la Cementación Tabla Comportamiento de las Presiones durante el Asentamiento Tabla 4.1. Resumen de los Problemas Suscitados Durante la Corrida del Colgador...153

15 XV ÍNDICE DE GRÁFICAS Gráfico 1.1. Evolución del uso de Colgadores de Liner por año de acuerdo a la Compañía TIW ECUADOR Gráfico 1.2. Coladores del Liner usados hasta el año 2012 de acuerdo a la Compañía TIW ECUADOR Gráfico 2.1. Fuerza vs Tiempo Gráfico 2.2. Variaciones del Expansor Después del anclado Gráfico 2.3. Prueba de Presión Máxima Gráfico 2.4. Prueba de Fondo de Presión Gráfico 2.5. Prueba de Presión a psi Gráfico 2.6. Esfuerzo vs Deformación del Acero Gráfico 3.1. Presión vs Caudal Durante la Cementación-Pozo TIW Gráfico 3.2. Presión vs Caudal Durante la Cementación-Pozo TIW Gráfico 3.3. Presión vs Caudal Durante la Cementación-Pozo TIW Gráfico 3.4. Presión vs Caudal Durante la Cementación-Pozo TIW Gráfico 3.5. Presión vs Caudal Durante la Cementación-Pozo TIW Gráfico 3.6. Presión vs Caudal Durante la Cementación-Pozo TIW Gráfico 3.7. Presión vs Caudal Durante la Cementación-Pozo TIW Gráfico 3.8. Presión vs Caudal Durante la Cementación-Pozo TIW Gráfico 3.9. Presión vs Caudal Durante la Cementación-Pozo TIW Gráfico Presión vs Caudal Durante la Cementación-Pozo TIW Gráfico Presión vs Caudal Durante la Cementación-Pozo TIW Gráfico Presión vs Caudal Durante la Cementación-Pozo TIW Gráfico Tiempo de Operación Real vs Ideal Gráfico Tiempo Real vs Tiempo Ideal Hasta Alcanzar las Formaciones de Interés Gráfico Tiempo Real vs Tiempo Ideal Después de Alcanzar las Formaciones de Interés Gráfico Tiempo Adicional Respecto al Tiempo Ideal de Operación...135

16 XVI ÍNDICE DE ANEXOS ANEXO 2.1. ESQUEMA DE LAS PARTES DE LA HERRAMIENTA ANEXO 2.2. CALIBRACIÓN DE LOS EQUIPOS ANEXO 2.3. ESQUEMA DEL ENSAMBLAJE DEL POWER TOOL ANEXO 3.1. EJEMPLO DE CÁLCULO DEL TIEMPO DE OPERACIÓN IDEAL PARA EL POZO TIW

17 XVII RESUMEN El uso de liners para la terminación de pozos para la producción de petróleo se ha vuelto común desde hace mucho tiempo, principalmente gracias al ahorro que representa en el costo total de la perforación. Para este fin se han utilizado colgadores de liner del tipo convencional y expandibles, en los cuales se han suscitado serios problemas durante su instalación; Por ello el objetivo del presente proyecto es analizar dichos problemas de manera concisa para proponer soluciones integrales, reduciendo la probabilidad de incurrir en los mismos en futuras instalaciones; centrando el objeto de estudio solamente al uso de colgadores de liner con sistema expandible ya que su uso se ha incrementado vertiginosamente en los últimos años. En el primer capítulo se realiza una breve descripción de los colgadores de liner tanto convencionales como expandibles y de la evolución en su uso a través de los años. Además de una descripción general de los tubulares involucrados en el proceso de instalación de un colgador y de las fuerzas a las que se someten. Se presenta el esquema general de un pozo y los diferentes tipos de liners que pueden formar parte de este a través de la vida de mismo. En el segundo capítulo se realiza una descripción detallada del equipo expandible que consta de la herramienta y el sistema X-PAK, de su ensamblaje e instalación en un pozo, como también un análisis de los tipos de pozos en los cuales es posible correr de manera eficiente este tipo de colgador. Así mismo se realiza una comparación entre los colgadores convencionales y expandibles evidenciándose las ventajas y desventajas en cada uno de ellos en diferentes condiciones de operación. El tercer capítulo hace referencia a los problemas de carácter operacional y humano que se han suscitado durante la corrida del liner en la muestra analizada. Se realiza un resumen del proceso de instalación del colgador expandible en cada pozo seleccionado, observándose detalladamente el comportamiento de las

18 XVIII presiones durante su cementación y la expansión del hanger. Este capítulo se centra principalmente en el análisis del tiempo extra sumado al tiempo ideal de operación calculado para la instalación del hanger para cada pozo, es decir al tiempo adicional sumado al tiempo ideal de operación debido a los problemas suscitados en la instalación. Igualmente se realiza un estudio para determinar la eficiencia de las operaciones y del sistema X-PAK Hanger/Packer, con un resultado de 98,1%. Este estudio se realizó mediante la cuantificación de los objetivos alcanzados de manera eficaz y eficiente durante la operación en cada pozo de estudio. El cuarto capítulo brinda soluciones integrales a los problemas analizados anteriormente con el fin de disminuir su incidencia. En base al análisis de dichos problemas se propone un nuevo proceso de instalación de colgadores de liner con sistema expandible. En el quinto capítulo se exponen las principales conclusiones a las que se llegaron al finalizar el proyecto y sus respectivas recomendaciones.

19 XIX PRESENTACIÓN La empresa TIW de Venezuela Sucursal Ecuador inició sus operaciones en el país en el año de 1999 con la utilización total de colgadores de liner convencionales, a partir del año 2006 comienza a utilizarse colgadores de liner con tecnología expandible rezagando poco a poco el uso de colgadores convencionales, hasta que en la actualidad se cubre casi en su totalidad los trabajos con esta tecnología. A través de los años se ha observado que durante la instalación de colgadores de liner con sistema expandible se presentan problemas recurrentes que afectan el tiempo de operación estimado, lo cual se traduce en un aumento en el costo total de la perforación. Estos problemas en ocasiones podrían desembocar en la pérdida parcial o total del pozo lo cual sería catastrófico para la empresa operadora. Debido a las consecuencias causadas por el mal manejo de las herramientas y el proceso de instalación, se ha presentado la imperante necesidad de realizar un estudio de las operaciones seguidas en el pozo, esto con el fin de determinar el o los puntos donde la operación se torna problemática. Por ello el objeto de estudio del presente proyecto es precisamente determinar mediante un análisis minucioso las causas y consecuencias producidas cuando uno o más parámetros de la operación son omitidos o en su defecto cuando uno o más pasos durante el ensamblaje y traslado del equipo son mal ejecutados. De la misma manera en base a los problemas analizados se presentan soluciones integrales que permiten reducir sustancialmente la incidencia en dichos problemas; soluciones que se aplican durante la perforación del hoyo, ensamblaje del sistema X-PAK Hanger/Packer, el traslado del equipo al pozo, y la instalación del mismo. Como también se sugiere un proceso nuevo de instalación basándose en el existente.

20 1 CAPÍTULO I DESCRIPCIÓN DE LOS DIFERENTES TIPOS DE COLGADORES DE LINER UTILIZADOS EN EL DISTRITO AMAZÓNICO 1.1. INTRODUCCIÓN La perforación de un pozo para la producción de petróleo involucra un sinnúmero de factores que representan una inversión significativa para el país. Por ello se hace necesario un análisis detallado de dichos factores que se traducen en operaciones realizadas en el pozo, que pueden beneficiar o perjudicar al tiempo aceptable de perforación del mismo aumentando o reduciendo su costo, estos tiempos dependen de la eficiencia de dichas operaciones y los equipos utilizados. El presente proyecto se enfocará solamente en el análisis de las operaciones llevadas a cabo en la sección de producción y los equipos utilizados, refiriéndose específicamente a la corrida de la Tubería de Revestimiento y el asentamiento del colgador. A través del desarrollo de la industria hidrocarburífera en nuestro país, se ha evidenciado que durante la etapa de perforación y terminación del pozo han ocurrido problemas que en algunas ocasiones desembocaron en la pérdida del mismo y por ende en un gasto adicional innecesario para el Estado. Es por esto que el objetivo de este capítulo es presentar los conceptos básicos necesarios para correr una tubería de revestimiento y asentar un colgador de liner eficientemente reduciendo al máximo las probabilidades de cometer errores; así mismo exponer las tecnologías de colgadores de liner que han quedado en el pasado (Colgadores con tecnología convencional) y las nuevas tecnologías (Colgadores con sistema expandible) desarrolladas para optimizar los tiempos de operación en el pozo.

21 ESQUEMA MECÁNICO GENERAL DE UN POZO El esquema mecánico de un pozo es diseñado telescópicamente a fin de optimizar las operaciones de perforación, completación y reacondicionamiento; facilitando la introducción de los diferentes tipos de equipos y herramientas, esto refiriéndose a la etapa de construcción del pozo en sí. Con respecto a la optimización de la producción de los fluidos provenientes del yacimiento, la principal razón de colocar una tubería de revestimiento, es aislar zonas de interés de zonas no deseadas como acuíferos, yacimientos de gas, reservorios con hidrocarburos de diferente grado API; Igualmente proporciona protección al hoyo en una forma segura, confiable y económica durante toda la vida del pozo. Este diseño particular permite además ingresar e instalar en el pozo los equipos destinados para la producción de forma económicamente rentable TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO Los revestidores o casing son secciones de tuberías de acero roscadas o soldadas entre sí, formando un conducto de diámetros definidos desde la profundidad del yacimiento hasta la superficie. Las características de la tubería varían dependiendo la sección a completar, características como diámetro exterior, peso, grado de dureza, conexión, longitud. Generalmente el diseño de la tubería de revestimiento para un pozo es de la siguiente manera: (Ver Figura 1.1) Casing Conductor Casing Superficial Casing Intermedio Casing de Producción

22 3 Figura 1.1. Esquema Mecánico del Pozo 400 Conductor Superficial Intermedio Liner Hanger Liner Liner Hanger Liner Tubería de Producción Punzados TD Realizado Por: María Elena Romero B

23 FUNCIONES DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO Los revestidores antes mencionados cumple cada uno con ciertas funciones especiales para las que fueron diseñados, pero de manera general los revestidores deben cumplir con las siguientes funciones: Controlar la presión durante la perforación Estabilizar las paredes del pozo y proveer un soporte para formaciones débiles, vulnerables o fracturadas Soportar la presión hidrostática ejercida por el lodo para perforar la siguiente sección Soportar la máxima presión ejercida sobre el casing cuando circula un influjo de gas desde el fondo (Siguiente sección del pozo) Medio para fijar el BOP o Cabezal del pozo (Árbol de navidad) Sistema de aislamiento para evitar la contaminación de fuentes de agua fresca subterránea Aislar zonas problemáticas Facilitar el ingreso de herramientas de prueba, completación y producción 1.5. TIPOS DE REVESTIDORES CASING CONDUCTOR El casing conductor es la primera sección de la sarta de completación de un pozo, su profundidad oscila entre 180 y 300 pies de profundidad dependiendo de las condiciones geológicas del terreno perforado, su diámetro exterior es de 20" - 30" y se cementa hasta la superficie o en su defecto va hincado por medio de un martillo. Posee un desviador de flujo (diverter) para el manejo de fluido proveniente de la formación. Tiene las siguientes funciones: Evitar el derrumbe de formaciones no consolidadas (Conglomerados)

24 5 Aislar zonas de aguas dulce superficiales para evitar su contaminación por el fluido de perforación Proveer protección contra flujos de gas superficiales Proveer un circuito para el fluido de perforación proveniente del pozo CASING SUPERFICIAL El zapato de esta tubería generalmente va asentada a una profundidad de entre 4900 y 6050 pies, su diámetro exterior varía entre 13 3/8" y 20". El casing superficial va cementado hasta la superficie y sirve para instalar el BOP (Blow Out Prevention System). Dependiendo del diseño del perfil del pozo se empieza a construir la sección inclinada en pozos desviados. Sus funciones son: Impedir el desmoronamiento de formaciones débiles pocos profundas Aislar zonas problemáticas como: areniscas, acuíferos, zonas de hidrocarburos superficiales, zonas de pérdida de circulación CASING INTERMEDIO La profundidad de asentamiento de este casing es variable (Entre 8700 y 9200 pies). El diámetro exterior de la tubería es de 9 5/8" 13 3/8". Este puede ser cementado hasta superficie o parcialmente. Este casing tiene como objetivo: Ser asentada arriba de zonas sobrepresionadas o para sellar zonas de pérdida de circulación Proteger formaciones como: Domos salinos o arcillas desmoronables (que hacen que el tamaño del hoyo aumente) Evitar la migración de fluidos contaminantes provenientes de las formaciones que alteran las propiedades del fluido de perforación La buena cementación evita la comunicación entre zonas hidrocauburíferas de baja presión y formaciones de agua superiores Permite el uso de fluidos de perforación de baja densidad que no dañe las zonas de interés

25 CASING DE PRODUCCIÓN Es el último tubular colocado dentro del pozo (A una profundidad entre y más de pies). El diámetro exterior de esta tubería comúnmente es de 3" - 7", y depende de entre otros factores de la taza de producción esperada por día, cuanto mayor sea la taza esperada mayor será el diámetro interior de la tubería. La profundidad de asentamiento del zapato de este casing es hasta la profundidad total programada (hasta alcanzar las zonas de interés). Puede ser cementado hasta la superficie o parcialmente esto depende de las condiciones técnicas del pozo. Su función es: Aislar formaciones productoras o permitir la producción de diferentes zonas simultáneamente de manera individual Evitar la comunicación entre zonas productoras o acuíferos Soportar la máxima presión del reservorio productor Poseer resistencia a ambientes corrosivos y abrasivos Proteger el Tubing Proveer un espacio físico para el asentamiento de equipos para la producción del pozo Proteger los elementos y equipos de levantamiento artificial LINER Cumple con las mismas funciones y características del casing de producción, la diferencia fundamental radica en que esta tubería no se extiende hasta la superficie sino que se sostiene dentro del casing anterior, generalmente dentro del casing intermedio a través de un packer. La mayor ventaja de utilizar liners es la reducción en el costo y tiempo ya que se utiliza menos tubería. Además de ello presenta la facilidad de extender la tubería sobre la profundidad de asentamiento del colgador de liner o hasta la superficie por medio de una herramienta conocida como Tie-back a efectos de remediación del casing anterior, entre otros. Esta tubería es cementada totalmente cubriendo el hueco abierto.

26 7 El objetivo de ir colocando diferentes tipos de casing durante la perforación es ir aislando zonas altamente presurizadas existentes a diferentes profundidades, formaciones no consolidadas, zonas con alta presencia de arcilla, en donde es necesario cambiar los parámetros de la perforación, como tipo de fluido de perforación utilizado, tipo de broca, rata de perforación, etc, y así poder continuar con la perforación hasta la profundidad planificada Tipos de Liner Liner intermedio o de perforación Liner de Producción Liner Tie-back (Extensión larga) Liner Stub (Extensión corta) Scab liner Liner Intermedio o de Perforación Esta tubería proporciona la misma protección del revestidor intermedio, pero no se extiende hasta la superficie sino que se sostiene en la tubería de revestimiento superficial. El objetivo de colocar esta tubería es evitar la pérdida de circulación cuando se requieren altos pesos del lodo, aislar zonas de altas presiones, zonas de derrumbes o formaciones plásticas. Este liner se cementa en su totalidad y mejora la hidráulica de perforación permitiendo el uso de una sarta de perforación de mayor diámetro evitando la caída de presión en el anular, ya que el corte transversal en el tope del liner mejora Liner de Producción Es utilizado para completar zonas de producción, en donde es necesario utilizar un lodo no pesado que no dañe a la formación en comparación al lodo utilizado para formaciones más someras. Este liner estará expuesto a una gran carga durante toda la vida del pozo. Se cuelga dentro del revestimiento anterior, pero puede ser extendido a la superficie de ser necesario.

27 Liner Tie-Back (Extensión Larga) Es una extensión de tubería que se instala desde el tope del liner hasta la superficie mediante una conexión especial, con el fin de reforzar la tubería de producción por efecto de altas presiones, corrosión, entre otros, incrementando la resistencia al colapso del casing existente. Se utiliza para corregir desgastes de los revestimientos superiores al liner, puede ser cementado en dos etapas Liner Stub (Extensión Corta) Al igual que la extensión larga sirve para reparar secciones dañadas de un revestimiento que se encuentre sobre el liner, daños ocasionados por la corrosión o por presión, o para reforzar el revestimiento. El Liner Stub se ubica desde el tope del liner hasta un punto en el revestimiento anterior, generalmente hasta unos 500 pies, en un punto intermedio del casing. Puede o no ser cementada Scab Liner Sirve para reparar partes de tubería dañadas del liner o un revestidor. Se ubica desde un punto debajo de la parte dañada hasta un punto arriba de la sección a reparar, se sujeta al liner o revestidor mediante packers que se anclan con distintos mecanismos. Puede o no ser cementado, o cementado parcialmente. Los tipos de liner mencionados se pueden apreciar en la Figura Ventajas de Utilizar Liner Existen muchas ventajas de utilizar liners para la completación de un pozo respecto a una tubería de revestimiento que llega hasta la superficie, entre las cuales podemos mencionar: Aísla zonas de alta o baja presión y zonas de pérdida, para continuar perforando el pozo con fluidos de alta o baja densidad, o terminarlo.

28 9 Intermedio o de Perforación Figura 1.2. Tipos de Liner Producción Tie Back Stub Liner Scab Liner Fuente: TIW ECUADOR Seminario Completo Realizado Por: María Elena Romero B 9

29 10 Ahorro de tiempo durante la instalación del liner, ya que una vez conectada la cantidad requerida de tubería para cubrir el hueco abierto, esta se baja en el pozo mediante la tubería de perforación Ayuda a cubrir el desgaste causado en el revestimiento anterior al liner, debido a la cementación del mismo y su perforación, para continuar con la construcción del pozo, por ello el liner se ancla alrededor de unos 200 pies más arriba del zapato del revestidor anterior Ahorro de volúmenes de lechada de cemento pues el liner no se cementa hasta la superficie, lo cual se traduce en ahorro de tiempo y dinero Auxilia en la hidráulica durante la perforación al permitir utilizar tuberías de mayor diámetro, mejora las pérdidas de presión por fricción en la tubería de perforación durante la profundización del pozo, pudiendo alcanzarse mayores profundidades con sartas más resistentes Se reduce los costos en tubería, ya que el liner solo se extiende sobre el hueco abierto Se evita dejar fluido de perforación detrás del revestidor lo cual es un potencial peligro de colapso del casing Se reduce el peso soportado por el cabezal de producción Permite utilizar revestidores de mayores diámetros en el fondo del pozo Repara daños en revestidores intermedios de forma rápida, segura y económica 1.6. CARACTERÍSTICAS DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO Es de gran importancia conocer las características de la tubería de revestimiento que se encuentra en el pozo y de la TR corta a ser corrida, a fin de realizar un correcto asentamiento del colgador evitando daños a los mismos. Dichas características son mencionadas a continuación: Diámetro Nominal Peso nominal

30 11 Grado Drift Conexión o junta Longitud de la Junta 1.7. FUERZAS A LAS QUE ESTÁ SOMETIDO EL REVESTIDOR Es primordial conocer las fuerzas a las que se someten las tuberías de revestimiento durante las operaciones en el pozo, para de esta manera evitar dañarlas. Las fuerzas a las que se someten las TR s durante la perforación (Incluyendo la corrida del colgador), completación y producción del pozo, son: Colapso Estallido Tensión y Compresión Las tuberías de revestimiento durante la corrida están expuestas a condiciones de falla por efecto de las fuerzas antes mencionadas. Entendiéndose por falla cuando un tubular cesa de realizar satisfactoriamente la función para la cual está destinada. Así si una tubería alcanza cualquier nivel de deformación se debe entender la situación como una condición de falla. Falla que afectará futuras operaciones en el pozo y la vida útil del mismo COLAPSO El Colapso de una tubería de revestimiento es definido como la presión externa requerida para cerrar o aplastar una tubería. Esta actúa sobre las paredes externas de la misma y es superior a su capacidad de resistencia. Bajo la acción de una presión externa y tensión axial, la sección transversal de un casing puede fallar en tres posibles modos de colapso: Colapso por cedencia, colapso elástico, colapso plástico. La transición entre estos tres modos se rige por la geometría de tubo y las propiedades del material.

31 12 El primer comportamiento de colapso es en el cual el material es fuertemente dependiente de la cedencia del material, en virtud que se ha comprobado que los esfuerzos tangenciales generados en la periferia interior del tubo, alcanzan al valor de la cedencia, se produce en tuberías cuya esbeltez (Diámetro/Espesor) sea inferior a 15, tuberías de diámetro grande (mayor a 7 5/8 in). El colapso elástico es reproducido mediante la teoría clásica de la elasticidad y se presenta en tuberías de esbeltez mayor a 25 (menores a 7 in). El colapso plástico se presenta posterior a la etapa de colapso elástico, obedece a la naturaleza propia de deformación del tubo en la etapa de plasticidad o posterior a la cedencia. Existe una zona de transición entre el colapso elástico y plástico ESTALLIDO El estallido de la tubería se da por la acción de cargas de presión actuando en el interior de la misma. La resistencia que opone el cuerpo del tubo se denomina resistencia al estallamiento o resistencia a la presión interna, esta se define como el máximo valor de presión interna requerida para causar daño al acero de la tubería. La resistencia al estallamiento se ve reducida por efectos de la temperatura y compresión axial. El estallido de la tubería ocurre ya sea por ruptura del cuerpo del tubo o fuga en el acoplamiento de la misma TENSIÓN Y COMPRESIÓN Cuando una tubería es gradualmente cargada por tensión o compresión (Cargas axiales que actúan perpendicularmente sobre el área de la sección transversal del tubo) un gradual incremento o decremento en su longitud es observado, este fenómeno es explicado por la ley de Hook. La tensión de una tubería es una condición mecánica que se genera principalmente por el peso de la tubería, además de otras fuerzas como:

32 13 Flotación, doblado, arrastre, choque, pruebas de presión, y esfuerzos por deformación del material. La sumatoria estas fuerzas dan la tensión total a la que estará sujeto el casing durante la instalación del mismo, tomando en cuenta que la fuerza de flotación debe ser restada. Las fuerzas debido al peso mismo de la tubería, flotación y doblado se encuentran presentes en todo momento, las fuerzas de choque y arrastre son aplicadas solo cuando el casing está en movimiento. Es importante considerar todas las fuerzas a las que estará sometida la tubería de revestimiento corta a fin de realizar un eficiente trabajo de corrida de liner y anclamiento del colgador, controlando presiones de circulación, tensión y peso aplicado al colgador, al liner y a la tubería de trabajo QUÉ ES UN COLGADOR DE LINER? Son empacaduras que sirven para colgar o sostener tuberías de revestimientos cortas (Liners) dentro de otros revestidores, esto a través de un sistema de cuñas dentadas que se anclan a la pared interna del revestidor anterior cuando son forzadas a deslizarse hacia los conos o empujadas por un tubular, son accionados mecánica o hidráulicamente TIPOS DE COLGADORES DE LINER Existen diferentes tipos de colgadores de liner disponibles en el mercado, que se diferencian entre sí por su mecanismo de asentamiento; entre ellos tenemos: Colgadores Hidráulicos Colgadores Mecánicos Colgadores con Sistema Expandible

33 COLGADORES DE LINER HIDRÁULICOS Los colgadores hidráulicos son utilizados para largos y pesados liners, como también para pozos profundos y de alto ángulo, ya que la manipulación mecánica de la sarta en superficie no es requerida para el asentamiento de este colgador; por esta razón este colgador también puede ser rotado y reciprocado en fondo. Existe una variedad de colgadores hidráulicos como se puede ver en las Figuras 1.3, 1.4 y 1.5.: Figura 1.3. IB-TC-R-RRP Hydro Hanger Fuente: TIW ECUADOR Seminario Completo

34 15 Figura 1.4. IB-R Hydro Hanger Fuente: TIW ECUADOR Seminario Completo Figura 1.5. IB-TC-DD Hydro Hanger Fuente: TIW ECUADOR Seminario Completo

35 Mecanismo de Asentamiento Son colgadores que son asentados mediante un mecanismo de activación hidráulica, una presión diferencial aplicada sobre un cilindro hidráulico rompe los pines a la presión deseada, permitiendo que el cilindro se mueva y asiente las cuñas. Es posible retractar las cuñas a su posición original gracias a un resorte localizado en la parte exterior del colgador debajo de las cuñas, realizando un movimiento hacia arriba, siempre que el sistema este descompresionado. Esta presión diferencial es generada al dejar caer una bola o tapón en el asiento y presurizando contra este el sistema, una vez asentado el colgador para la liberación de la herramienta se aplica peso en el colgador. Para evitar el asentamiento no deseado del colgador durante la corrida del liner la presión de circulación máxima es el 50% la presión de asentamiento, además el cilindro hidráulico posee un perno de seguridad Ventajas y Desventajas Los colgadores de liner hidráulicos presentan algunas ventajas como: Puede ser corrida en pozos con altos doglegs Muy usado para pozos profundos, por ende para liners largos y pesados, y para pozos perforados con plataformas flotadoras, Gracias a su mecanismo de asentamiento, puede ser accionado aun cuando existe pega de liner Puede ser asentado y desasentado varias veces La desventaja que puede presentar este colgador es que falle el sello entre la bola y el asiento impidiendo la presurización del sistema y por tanto el asentamiento del colgador.

36 COLGADORES DE LINER MECÁNICOS Son colgadores cuyo mecanismo de asentamiento se basa en desenjotar la J de la ranura. En vista de que no posee elastómeros ni un cilindro hidráulico brinda integridad de presión evitando fugas, presiones altas que se generan durante la producción. Existen diferentes colgadores mecánicos disponibles como se muestra en la Figuras 1.6, 1.7, 1.8 y 1.9. Figura 1.6. Colgador Tipo J Fuente: TIW ECUADOR Seminario Completo

37 18 Figura 1.7.Colgador Tipo EJP Fuente: TIW ECUADOR Seminario Completo Figura 1.8. Colgador EJ-IB Fuente: TIW ECUADOR Seminario Completo

38 19 Figura 1.9. Colgador Tipo EJ-IB-TC Fuente: TIW ECUADOR Seminario Completo Mecanismo de Asentamiento El colgador mecánico es activado levantando la sarta de trabajo para soltar la J, se gira la sarta y posterior se baja a fin de forzar los conos de cuña sobre las cuñas, para que estas queden ancladas al revestidor anterior. Para recuperar la herramienta fijadora (setting tool) se eleva la sarta de trabajo y se gira en la dirección de asentamiento y se aplica peso hacia abajo del colgador. La pieza J generalmente es izquierda ya que la herramienta fijadora (setting tool) es derecha. Debajo del colgador puede ser corrida una junta giratoria para poder rotar la sarta de trabajo sin tener que rotar al mismo tiempo el liner durante el asentamiento del colgador, esto facilita la recuperación de herramienta de asentamiento. La junta giratoria permite activar el colgador cuando el liner este pegado, como también soltar el setting tool, ya que solamente el colgador, el collar de asentamiento y la sarta de trabajo rotan.

39 Ventajas y Desventajas Entre las ventajas que presenta este colgador tenemos: Puede ser corrido en pozos desviados con ángulos de hasta 45 y pozos verticales Provee alto rendimiento en pozos profundos y con liners pesados Eficiencia para pozos con excesivos pesos de lodos Brinda integridad de presión en pozos que lo requieren La principal desventaja que se puede presentar es su prematura activación debido a la manipulación de la sarta de trabajo en superficie principalmente en pozos desviados, además de que se podría dañar el mecanismo de asentamiento al girar el liner durante su corrida. En el caso de pega de tubería el asentamiento del colgador sería imposible COLGADORES DE LINER CON SISTEMA EXPANDIBLE Los colgadores de liner con sistema expandible tienen como objetivo brindar un sello primario anular utilizando tubulares convencionales, ofreciendo un sello confiable para migraciones de gas. Además ofrece un perfil de rotación que permite perforar la última sección del hoyo con el revestidor, eliminando viajes de limpieza y tiempo bajando el revestidor. Existen dos tipos de colgadores expandibles: TIW X-PAK Liner Hanger TIW X-PAK Drill Down TIW X PAK Liner Hanger El TIW X-PAK Liner Hanger se utiliza cuando la rotación del liner no es requerida (Ver Figura 1.10). La sección expandida es de 16 a 24 in de longitud, el agarre de las cuñas proveen alta capacidad de carga. El sello que se forma en el anular al

40 21 tope del liner es un sello primario de alta presión gracias a la combinación de los elastómeros y el sello metal-metal. Suministra un estado mecánico para futuros trabajos de completación y/o reparación de pozos. Entre los beneficios que presenta este colgador son: Manufacturados con materiales estándares de la OCTG Ofrece integridad del sistema igual al 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 TIW X-PAK Liner Hanger Fuente: TIW ECUADOR Manual X-PAK Liner Hanger System TIW X PAK Drill Down El TIW X-PAK Drill Down posee todas las características del X-PAK Liner Hanger, con la diferencia que es posible rotar el liner ya sea durante la corrida, cementación, rimando con el liner hasta el fondo o durante la perforación (Ver Figura 1.11). Los beneficios que presenta este colgador son los mismos que la de un colgador expandible X-PAK, a más de la alta capacidad de torque (Depende del diámetro de la sarta de trabajo) que posee para rotación y/u operaciones de perforación.

41 22 Figura TIW X-PAK Drill Down Fuente: TIW ECUADOR Manual X-PAK Liner Hanger System Mecanismo de Asentamiento Poseen un mecanismo de asentamiento hidráulico con fácil liberación y en caso de falla de la liberación primaria, posee además un mecanismo de liberación mecánico. El proceso de asentamiento del colgador expandible es altamente confiable debido a su diseño. Una vez que el colgador es posicionado en la profundidad de asentamiento y desplazado el cemento al anular, se procede a expandir el colgador. Se aplica una presión de 2000 psi a la herramienta de asentamiento (Setting Tool) a fin de romper el anillo de corte (Shear Ring) e iniciar la expansión, se aumenta la presión para permitir que la herramienta asentadora expanda el colgador aproximadamente 18 in, una vez expandido el colgador se mantiene una presión de 5000 psi por 5 minutos. Para liberar el Setting Tool automáticamente se aplica peso en la herramienta y se procede a levantar la sarta para sacar la herramienta del pozo.

42 Ventajas y Desventajas El uso de colgadores de liner expandibles evita encontrar problemas que son comunes con el uso de colgadores convencionales. Entre las ventajas de los colgadores expandibles tenemos: Tiene la capacidad de rotación durante la corrida y la cementación del liner Permite reciprocar en el fondo durante la operación de acondicionamiento del hueco El sello que se genera con la expansión del colgador en el tope del liner posee un alta capacidad de carga El sello primario metal-metal puede ser suministrado en materiales resistentes a las altas presiones (15000 psi), temperaturas (1000 ºF) y a la corrosión. El diseño del X-PAK Hanger/Packer evita encontrar problemas durante la corrida del liner ya que se construye en una sola pieza de diámetro externo uniforme con un mínimo de parte móviles, lo cual minimiza la cantidad de conexiones Tiene una mejor área de flujo en el anular gracias a su concentricidad evitando problemas de empaquetamiento, por tanto mejora la hidráulica durante el acondicionamiento del hueco y cementación del liner Posee iguales o mejores características del revestidor (liner), por tanto mantiene integridad del sistema. Asegura la inmovilidad de liner después de asentado, impidiendo su recuperación Proporciona una conexión segura para futuras remediaciones de revestidores anteriores con el uso de un Liner Tie-Back o un Liner Stub

43 USO PORCENTUAL DE COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES Y CONVENCIONALES EN EL ECUADOR El uso de colgadores de liner con sistema expandible se ha ido incrementado a través de los años, esto ya que poseen un ensamblaje sencillo y por ende un proceso de asentamiento rápido y eficiente. Dicho incremento en el Ecuador se muestra en el Gráfico 1.1. de acuerdo a los datos proporcionados por TIW de Venezuela Sucursal Ecuador: Gráfico 1.1. Evolución del uso de Colgadores de Liner por año de acuerdo a la Compañía TIW ECUADOR USO DE COLGADORES DE LINER POR AÑO USO DE COLGADORES DE LINER (%) HIDRÁULICOS MECÁNICOS EXPANDIBLES AÑO Fuente: Archivo de Corridas de Liner de TIW ECUADOR Realizado Por: María Elena Romero B Como se puede observar en el Gráfico 1.1. a partir del año 2006 se empezó a terminar los pozos con colgadores de liner con tecnología expandible. En el año 2006 se completaron 3,95% de los pozos con X-PAK Hanger/Packer hasta llegar al año 2012 en donde se terminaron casi el 91% de los pozos con esta tecnología. El uso de colgadores de liner convencionales que se observa en los dos últimos

44 25 años se deben a que estos son más económicos y por lo tanto más atractivos para pozos exploratorios principalmente, para pozos con una producción esperada baja, pozos verticales y pozos no profundos. Sin embargo se debe considerar que con el uso de Hangers expandibles minimiza el riesgo de problemas durante la corrida, instalación o durante la producción, y por ende un aumento innecesario de costos para remediaciones. En el Gráfico 1.2 se puede observar el uso global de colgadores de liner desde el año 1999 hasta junio del Gráfico 1.2. Coladores del Liner usados hasta el año 2012 de acuerdo a la Compañía TIW ECUADOR COLGADORES CONVENCIONALES VS EXPANDIBLES 18.69% 21.96% 59.35% HIDRÁULICOS MECÁNICOS EXPANDIBLES Fuente: Archivo de Corridas de Liner de TIW ECUADOR Realizado Por: María Elena Romero B El uso de colgadores convencionales supera enormemente al uso de colgadores expandibles en casi cuatro veces, sin embargo se espera un incremento en el uso de X-PAK Hanger/Packer en los próximos años de acuerdo a la tendencia observada anteriormente.

45 26 CAPÍTULO II PROCESO DE ENSAMBLAJE E INSTALACIÓN DE COLGADORES DE LINER EXPANDIBLES EN POZOS DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO 2.1. INTRODUCCIÓN Es importante conocer el ensamblaje y funcionamiento de un colgador expandible, con el fin de evaluar correctamente el desempeño del mismo en una situación crítica, brindando soluciones prácticas y confiables que impidan tener pérdidas económicas significativas. En la industria petrolera existe una gran variedad de colgadores de liner con sistema expandible, que se diferencian entre sí por su proceso de asentamiento. Esta diferencia radica en los diferentes elementos de los que se compone el colgador. Por ello en este capítulo se realiza una descripción detallada de los procesos de ensamblaje e instalación de los colgadores de liner con sistema expandible de TIW, ya que son colgadores que poseen un asentamiento sencillo y eficiente lo cual reduce riesgos durante esta etapa final de la perforación de un pozo. Así mismo se especifica las funciones que cumplen cada una de las partes constituyentes del colgador durante su accionamiento y la posterior liberación de la herramienta de asentamiento. Se realiza además una descripción de los accesorios utilizados durante la corrida del colgador, y un análisis de los pozos en los cuales pueden ser corridos colgadores expandibles, es decir un análisis de la configuración que deben poseer dichos pozos.