Facultad de Ingeniería en Ciencias de la Tierra, (1) (2) (3)

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1 DISEÑO, CORRIDA Y CEMENTACIÓN DE LINER DE PRUCCIÓN PARA EL POZO ESPOL X-1D Johanna Maricela Vásquez Gómez (1 Juan Diego Vásquez Guerrero (2 Dennys Johanna Zambrano Muñoz (3 Ing. Xavier Vargas (4 Facultad Ingeniería en Ciencias la Tierra, (1 (2 (3 Ingeniero en Petróleo Escuela Superior Politécnica l Litoral (ESPOL Campus Gustavo Galindo, Km 3.5 vía Perimetral Apartado Guayaquil-Ecuador jmvasque@espol.edu.ec (1 judivasq@espol.edu.ec (2 jozamb@espol.edu.ec (3 Escuela Superior Politécnica l Litoral (ESPOL Ingeniero en Petróleo, Profesor Materia duación (4 xevargas@espol.edu.ec (4 sumen documento presenta el diseño, programa corrida y cementación l liner producción l pozo ESPOL X1- D (nombre ficticio ubicado en el campo AUCA en el Oriente Ecuatoriano y tiene como objetivo presentar el análisis una solución a la dificultad colgar el liner producción en la tubería revestimiento intermedia. Primero se muestra el programa perforación l pozo junto con el talle l revestimiento usado hasta antes la última sección y se enuncian los conceptos básicos empleados para el diseño revestimiento y cementación así como la finición l liner y sus variantes, para en base a esta información, realizar el óptimo diseño, planificar la corrida y cementación la sección más importante l pozo cubriendo las necesidas ntro restricciones realistas, (económicas, ambientales, sociales, políticas, éticas, salud y seguridad, incertidumbre. Finalmente se realiza un análisis l programa final y se exponen las recomendaciones junto con las conclusiones este trabajo. Palabras Claves: Liner Producción, vestimiento, Cementación. Abstract This paper presentsthe sign, the running program and cementing of the production liner of the well ESPOL X1- D (fictitious name located in the countrysi AUCA in the Oriental part of the Ecuador and aims to present the analysis of a solution to the difficulty of hang the production liner in the intermediate casing. First shows the well drilling program along with tails of the casing used before the last section and set the basic concepts used for the sign of the casing and cementing anda the finition of the liner and its variants, for based in this information for the optimum sign, plan the running and cementing of the most important section of the well covering the needs with the realistic constraints (economic, environmental, social, political, ethical, health and safety. Finally the analysis of the final program and outlines the recommendations with the conclusions of this work. Keywords: Production Liner, Casing, Cementing.

2 1. Introducción La última sección un pozo petrolero, llamada zona producción, es la más importante todo el pozo, puesto que se encuentra directamente frente a la cara las zonas productoras, por lo tanto cualquier problema en esta zona rivaría en afectaciones a la producción hidrocarburos. Una vez que se ha perforado el pozo hasta target planeado, el hueco queda abierto durante máximo 24 horas para que puedan tomarse registros eléctricos y pruebas presión que justifiquen la completación l mismo para su posterior producción, luego estas operaciones, se proce a correr y cementar la tubería revestimiento en esta sección, que por razones económicas y técnicas, ha jado cementarse hasta superficie, utilizándose ahora un liner producción cuya particularidad es que es fijado a la tubería revestimiento inmediata anterior (casing intermedio mediante liner hangers. Si bien existen diferentes tipos liners, que se tallarán más alante, el objeto l análisis para este documento es el liner producción liso que es cementado. Ahora bien, la problemática en la que se basa este trabajo es la dificultad que se ha registrado en pozos, tanto la empresa privada como la pública, fijar el liner hanger hacia el casing intermedio, lo que conlleva a incurrir en mayores gastos para solucionar este inconveniente e inherentemente representa un riesgo daño a la zona productiva. Como alternativa solución, se presenta un diseño tubería producción, programa corrida y cálculos para cementación un ensamblaje que utiliza un liner hanger explandible, por razones que se tallarán al comparar esta herramienta con la usada anteriormente. 2. Información general l pozo ESPOL X1-D El pozo ESPOL X1-D fue perforado en el campo AUCA, ubicado en el Oriente Ecuatoriano, con las siguientes coornadas superficie: m y m. El pozo es el cuarto a ser perforado en la locación don ya se encuentran un pozo vertical y dos pozos direccionales, bido a esto el pozo ESPOL X1-D es un pozo direccional tipo "S, con un splazamiento 1, al objetivo principal "Arena T Inferior". Tabla 1.- Información l pozo ESPOL X1-D Coornadas Superficie (UTM 9 919,57.63 m 29,99.84 m GridCoordinateSystem La Canoa PSAD 1956 Zona 18 Sur (CM 285, Ecuador Elevación l Terreno ft sobre nivel l mar Elevación la mesa rotaria 36 ft sobre el nivel l terreno Coornadas Objetivo (UTM Arena T Inferior (Principal 9, ft TVD BRT 9 918,676. m 291,299. m Arena U inferior 9, ft TVD BRT 9 918,676. m 291,299. m Arena Hollín Superior 1, ft TVD BRT 9 918,676. m 291,299. m Arena Hollín Inferior 1, ft TVD BRT 9 918,676. m 291,299. m 3. Programa perforación l pozo ESPOL X1-D. Para una mejor comprensión las cisiones que serán tomadas para el diseño, planificación l programa y cementación l liner producción a utilizarse en el pozo ESPOL X1-D, se talla el programa perforación l mismo. Coornadas Objetivos Secundarios (UTM Arena Basal Tena 8, ft TVD BRT 9 918,676. m 291,299. m Sección 16 : Sección 16 : El KOP (kick of point fue realizado a 4 MD y se construyo la curva a razón 2. /1 hasta obtener 26 inclinación en una dirección Luego se mantuvo una sección tangencial y tumbó inclinación con una severidad 1.25 /1 hasta alcanzar la verticalidad y asentar el revestimiento 13 3/8 a MD (3 MD ntro Orteguaza. Sección 12 ¼ : Se mantuvo la vertical interceptando el objetivo secundario Basal Tena, y se continuo perforando vertical hasta alcanzar el punto revestimiento 95/8" ubicado a 9,864.3 MD (1 MD ntro Caliza A. Sección 8 ½ : Se continuó perforando forma vertical en toda la sección, alcanzando

3 los objetivos U Inferior (secundario, T Inferior (Principal, Hollin Superior (secundario y Hollin Inferior (secundario. La profundidad total propuesta (TD es 1,665.3 MD /1, TVD. ESFUERZO AL ESTALLIDO Se basa normalmente en la máxima presión formación que resulta al tomar un influjo durante la perforación la siguiente sección l agujero. 4. Importancia l diseño y parámetros que intervienen en el diseño la tubería revestimiento. Las tuberías revestimiento o casing son usadas con el objetivo proteger las pares l agujero perforado para evitar rrumbes y aislar manifestaciones líquidos o gas, el revestimiento es corrido en el pozo forma telescópica, es cir, los diámetros las tuberías utilizadas van mayor a menor, por razones fundamentales técnicas y económicas. Ahora bien, aproximadamente el 3% los costos totales la operación perforación lo constituye la tubería con la que se reviste el hoyo, por lo que es necesario realizar un diseño óptimo las tuberías para cada sección logrando esta forma una operación que satisfaga necesidas ntro restricciones realistas (económicas, ambientales, sociales, políticas, éticas, salud y seguridad, incertidumbre. Para un óptimo diseño, se consirarán las normas API 5CT que clasifican a un tubería revestimiento según sus propiedas en: - Diámetro Exterior - Peso por Unidad longitud. - do Acero. - Tipo Junta. - Longitud o Rango Los esfuerzos principales a la que la tubería revestimiento está sometida ntro l pozo son: ESFUERZO A LA TENSIÓN La mayor parte la tensión axial proviene l peso l mismo revestidor. Al diseñar el revestimiento se consira al tramo superior la sarta como el punto más débil a la tensión ya que tendrá que soportar el peso total la misma. ESFUERZO AL COLAPSO Esta presión se genera por la columna lodo perforación que llena el espacio anular y que actúa sobre el exterior l revestidor vacío. Debido a que la presión hidrostática en una columna lodo aumenta con la profundidad, la presión colapso sobre el revestidor es máxima en el fondo y nula en la superficie. 5. Diseño revestimiento conductor, superficial e intermedio l pozo ESPOL X1-D. vestimiento conductor: El casing conductor es la primera sección en una columna. Provee sostén a formaciones no consolidadas, aísla zonas acuíferas y brinda protección contra escapes gas. Esta tubería se cementa hasta la superficie. Armar BHA convencional y con broca 26" perforar la sección l tubo conductor hasta 17ft. Correr casing superficial 2" grado J lbs./ft. con = 52, = 211 y = 97. Tabla 2.- Características l revestidor conductor. Size (Lbs/ft 2 J (x1lbs vestimiento superficial: El casing superficial se correrá s superficie al punto asentamiento casing 133/8 (6475 MD y 6124' TVD. El diámetro externo l casing superficial es 133/8, la nsidad l fluido perforación usado en esta sección es 1.4 lbs/gal. Con esta información se realiza el diseño l casing superficial. Luego comprobar las resistencias a la tensión, estallido y colapso se selecciona la tubería N-8, 85 lb/ft, con las siguientes características: Tabla 3.- Características l revestidor superficial. Size 13 3 / 8 d e (Lb s/ft N Drift (x1 lbs vestimiento intermedio: El casing intermedio suministra aislación en zonas inestables l pozo, en zonas pérdidas circulación, bajas presiones y en capas productoras. El casing intermedio se correrá s superficie al punto asentamiento casing 9 5 / 8 (983 MD y 9452' TVD. Tabla 4.- Características l revestidor intermedio.

4 Size 9 5 / 8 (Lbs/f t Drif t N (x1l bs Diseño l liner producción l pozo ESPOL X1-D. El liner producción se colgará en el casing intermedio a 9622 (MD y llegará hasta TD 1665 (TVD, el diámetro externo l liner es 7 y la nsidad l fluido perforación usado en esta sección es 1.4 lbs/gal. El liner producción presenta las siguientes características: Siz e Tabla 5.- Características l liner producción. 7 C- 95 (Lbs/f t Drift (x1l bs Programa asentamiento y cementación Liner producción para el pozo ESPOL X1-D. 1. alizar la reunión seguridad previa a la corrida l equipo Versaflex 9 5 / 8 x 7 a cargo l personal Halliburton y procer a ensamblar la sarta acuerdo a lo siguiente: 1 Float Shoe 7 BTC, Super Seal II, 4 ¼ Valve. 1Liner 7" 26# P-11 BTC 1 Float Collar 7 BTC, Super Seal II, 4 ¼ Valve. 1 Liner 7" 26# P-11 BTC 1 Landing Collar 18 Liner 26#/FT BTC N-8 1 Tubo marcador 3 Liner 26#/FT BTC N-8 1 Adpt. 7 5/8" new vam x 7 " 26# BTC 1 VersaFlex Expandable Liner Hanger Body 9 5/8" x 7 5/8" x 7" 2. Bajar la sarta con 1 paradas HWDP + DP 5, llenando cada 1 paradas y registrando pesos subida y bajada amás volúmenes llenado. 3. Al llegar al zapato l casing 9 5 / 1,8, realiza prueba circulación: Tabla 5.- Prueba Circulación GPM PSI Bajar en hoyo abierto, revisando si se encuentran puntos apoyo. 5. Instalar cabeza cementación y continuar circulando y reciprocando para acondicionar el hoyo. 6. alizar reunión seguridad y prueban líneas cementación con 6 PSI. 7. Mezclar cemento y bombear lechada cemento según programa, y se lanza dardo s la cabeza cementación. 8. Observar el enganche tapones con volumen y presión teóricos y observar el asentamiento tapones con el volumen y presión teóricos. 9. Lanzar la bola asentamiento y se espera por 5 min. 1. Procer a la expansión, observar una subida presión hasta 39 PSI y luego caída presión asegurando que el colgador ha expandido. 11. Liberar el setting tool con 5 KLBS peso, sconectar l colgador. Se cambia fluido por agua. 8. Conclusiones Se realizó un diseño acuado y eficaz con tubería con diferentes grados acero y peso, siendo la más importante la parte l liner, que cumple con todos los requerimientos para soportar fuerza tensión, colapso y estallido y esta manera asegurar seguridad en el pozo. En el diseño propuesto por la empresa servicio, el tipo acero a utilizarse para el liner era P-11, que es una tubería muy costosa y por lo general no encontrada en stock, por lo que se optó por una tubería C- 95, que soporta todos los efectos tensión, colapso y estallido y es más económica. El uso l colgador liner expandible reduce los riesgos fallas en la instalación o en el tope l liner, gracias a la sencillez operacional asentamiento y a su sistema que implica la formación permanente la tubería a través l proceso trabajo en frío.

5 Con el uso l liner expandible se tiene una mejor cementación la zona producción ya que este tiene la capacidad movimiento l liner durante la cementación a diferencia los liner convencionales y la capacidad circular exceso cemento arriba l colgador luego la expansión. 9. comendaciones. alizar cálculos con diferentes tipos tuberías que se encuentren ntro l rango valores permitidos para las fuerzas a las que está sometida la tubería, y esta forma, escoger la que sea más segura y rentable para las operaciones que vayamos a realizar en el pozo. Dado que los pozos perforados actualmente en el Oriente Ecuatoriano son direccionales, usar liner para el revestimiento producción, bido a que constituye una ventaja técnica y económica al reducir costos por el reducido tramo tubería y cementación. Así mismo, en los pozos direccionales y horizontales, usar liner hanger expandible dado que su uso es más seguro y el procedimiento para su asentamiento es más confiable. 1. Bibliografía. Sánchez, Carlos (211 Estudio Técnico- Económico para el uso colgadores liner con sistema expandible en perforación pozos petroleros. Tesis. Universidad Politécnica Nacional. (1993 Twi s liner & completion Seminar. (Texas Iron Works, Inc García, Juan A. (1999 Rotation Liner Hanger Helps Solve Cementing Problems George O. Suman Jr y Richard C. Ellis World Oil Cementing Handbook Hollingsworth, Robert K. (27 Colgadores Liner. Baker Hughes. (21 Manual Selección Casing. Tenaris. (27 Colgadores Liner Versaflex. Halliburton.