universidad central del ecuador facultad de ingeniería en geología

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS
Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
PRUEBA DEL SISTEMA DE COLGADOR EXPANDIBLE TIW XPak ®
PARA TUBER ÍA DE REVESTIMIENTO
Estudio Técnico presentado como re quisito parcial para optar el Título de
Ingeniero de Petróleos
Autor:
Darwin Daniel Tello Castellanos
Tutor:
Ing. Marcelo David Benítez Guerra MSc.
Agosto 2016
QUITO – ECUADOR
DEDICATORIA
Dedicado a:
Mis padres, Carlos y Patricia
Mis hermanas, Sofía y Johana
Mi hermano Ricardo
Mi querido amigo Mario, los objetivos solo se logran con esfuerzo y
perseverancia, sigue adelante, la meta está a la vuelta de la esquina.
i
AGRADECIMIENTO
A Dios por haberme permitido llegar hasta este momento tan importante
de mi vida profesional, por mi salud y la de todos mis seres queridos, por mi
maravillosa familia y por todas aquellas personas que puso en mi camino y
han permanecido en mi vida.
A mis padres y mis hermanas que han sabido guiarme en el ca mino de la
vida para hacer de mí una buena persona.
A toda mi familia por sus enseñanzas y por su ejemplo.
A la empresa TIW de Venezuela S.A., Sucursal Ecuador por haberme
brindado la oportunidad de realizar mis pasantías en sus instalaciones y por
ayudarme a crecer profesionalmente con el desarrollo del presente Estudio
Técnico.
A Ing. James Bonilla, Ing. César Michieli, Ing. Pedro Orbe, Ing. Elmer
Andrade, Ing. Darwin Molina y a todo el personal técnico y administrativo
de TIW de Venezuela S.A., Sucursal Ecuador por su confianza y su amistad.
A los profesores que han transmitido su conocimiento y experiencia, pero
sobre todo a aquellos que han sabido llegar de manera especial a sus
estudiantes brindándoles su confianza y amistad, que es lo más valioso qu e
permanece en la memoria.
A todos los “esclavos” por ser el soporte durante mi paso por las aulas y
por todos los momentos especiales en su compañía.
A Guillermo por su amistad y confianza.
Por último, pero igual de importante, a mi Verito por todo su amor, apoyo
y paciencia, no hay palabras que puedan expresar el amor y la gratitud que
te tengo.
ii
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD
Nosotros, DARWIN DANIEL TELLO CASTELLANOS y MARCELO DAVID
BENÍTEZ GUERRA, declaramos que el presente Trabajo de Titulación para
optar por el título de Ingeniero de Petróleos de la Facultad de Ingeniería en
Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, de la Universidad Central del
Ecuador, es original y no ha sido realizado con anterioridad o empleado para
el otorgamiento de califi cación alguna, ni de título o grado diferente al
actual. El presente trabajo es el resultado de las investigaciones del autor,
excepto donde se indiquen las fuentes de información consultadas.
Darwin Daniel Tello Castellanos
Ing. Marcelo Benítez Gue rra MSc.
C.I. 172098312-9
C.I. 171934306-1
iii
AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL
Yo, DARW IN DANIEL TELLO CASTELLANOS , en calidad de autor de l
Trabajo de Titulación realizado sobre: “PRUEBA DEL SISTEMA DE
COLGADOR
EXPANDIBLE
REVESTIMIENTO”,
por
la
TIW
presente
XPak ®
autorizo
PARA
a
la
TUBER ÍA
DE
UNIVERS IDAD
CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me
pertenecen o parte de los que contiene esta obra, con fines estrictamente
académicos y de investigación.
Los derechos que como autor me co rresponden, con excepción de la presente
autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo
establecido en los artículos 5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de
Propiedad Intelectual y su Reglamento.
En la ciudad de Quito DM, a los 15 días del mes de agosto de 2016.
Darwin Daniel Tello Castellanos
C.I: 172098312-9
Telf.: 0992 68 42 38
E-mail: darwin.tello.c@gmail.com
iv
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIER ÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TUTOR
Por la presente dejo constancia que, en mi calidad de Tutor, he supervisado
la realización del Trabajo de Titulación presentado por el señor DARW IN
DANIEL TELLO CASTELLANOS para optar por el Título de Ingeniero de
Petróleos cuyo tema es “PRUEBA DEL S ISTEMA DE COLGADOR
EXPANDIBLE TIW XPak ® PARA TUBERIA DE REVESTIMIENTO” y lo
apruebo.
En la ciudad de Quito DM, a los 15 días del mes de agosto de 2016.
Ing. Marcelo David Benítez Guerra MSc.
C.I: 171934306-1
TUTOR
v
INFORME DE APROBACIÓN DEL TRIBUNAL
PRUEBA DEL SISTEMA DE COLGADOR EXPANDIBLE TIW XPak ®
PARA TUBER ÍA DE REVESTIMIENTO
El tribunal const ituido por: Ing. Gustavo Pinto Arteaga , Ing. Nelson
Suquilanda Duque e Ing. Diego Palacios Serrano, luego de califi car el
Informe Final del Trabajo de Titulación bajo la modalidad de Estudio
Técnico
de
Titulación
COLGADOR
denominado
EXPANDIBLE
TIW
“ PRUEBA
XPAK ®
DEL
PARA
SISTEMA
DE
TUBERÍA
DE
REVESTIMIENTO ”, previo a la obtención del Título de Ingeniero de
Petróleos,
presentado
por
el
señor
DARWIN
DANIEL
TELLO
CASTELLANOS .
Emite el siguiente veredicto: APROBADO para su presentación oral.
En la ciudad de Quito DM, a los 15 días del mes de agosto de 2016.
Por constancia de lo actuado firman:
Ing. Gustavo Pinto A rteaga Mgtr.
PRESIDENTE DEL TRIBUNAL
DELEGADO DEL SUBDECANO
Ing. Nelson Suquilanda D uque
Ing. Diego Palacios Serrano
MIEMBRO
MIEMBRO
vi
ÍNDICE DE CONTENIDOS
DEDICATORIA .................................................................................... i
AGRADECIMIENTO ........................................................................... ii
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD .............................................. iii
AUTORIZACIÓN DEL AUTOR ........................................................... iv
APROBACIÓN DEL TUTOR ................................................................ v
INFORME DE APROBACIÓN DEL TRIBUNAL .................................. vi
RESUMEN ......................................................................................... xv
ABSTRACT....................................................................................... xvi
CAPÍTULO I ........................................................................................ 1
GENERALIDADES ............................................................................. 1
1.1.
Introducción .................................................................................................... 1
1.2.
Planteamiento del Problema ....................................................................... 2
1.3.
Justificación e Importancia ......................................................................... 2
1.4.
Objetivos .......................................................................................................... 3
1.4.1.
General ............................................................................. 3
1.4.2.
Específicos ........................................................................ 3
1.5.
Entorno del Estudio ....................................................................................... 3
1.5.1.
Marco Institucional ............................................................ 3
1.5.2.
Marco Ético ....................................................................... 4
1.5.3.
Marco Legal ...................................................................... 4
CAPÍTULO II ...................................................................................... 5
MARCO TEÓR ICO ............................................................................. 5
2.1.
Revestimiento Conductor ............................................................................ 6
2.2.
Revestimiento Superficial ........................................................................... 7
2.3.
Revestimiento Intermedio ........................................................................... 7
2.4.
Revestimiento de producción ..................................................................... 8
vii
2.5.
Tubería de revestimiento corta (Liner) ................................................... 8
2.5.1.
Liner de perforación ......................................................... 10
2.5.2.
Liner de producción ......................................................... 11
2.5.3.
Extensión corta (Stub Liner) ............................................. 12
2.5.4.
Extensión larga (Tie Back Liner) ...................................... 12
2.5.5.
Liner de reparación (Scab Liner) ....................................... 13
2.6.
Colgador para tubería de revestimiento ................................................ 15
2.6.1.
Colgador mecánico ........................................................... 15
2.6.2.
Colgador hidráulico ......................................................... 16
2.6.3.
Sistema de Colgador Expandible TIW XPak ® ..................... 20
2.7.
Normas Internacionales ............................................................................. 25
2.7.1.
Norma Internacional ISO 14310 ........................................ 25
CAPITULO III ................................................................................... 29
DISEÑO METODOLÓGICO .............................................................. 29
3.1.
Tipo de Estudio ............................................................................................ 29
3.2.
Universo y Muestra ..................................................................................... 29
3.3.
Técnicas y Recopilación de Datos .......................................................... 30
3.3.1.
Planificación de las operaciones para la instalación y pruebas
del sistema de Colgador Expandible TIW XPak ® ........................... 30
3.3.2.
Formatos de Verificación Dimensional .............................. 30
3.3.3.
Pruebas basadas en la Norma Internacional ISO 14310 ....... 31
3.4.
Procesamiento y análisis de información ............................................. 33
CAPÍTULO IV ................................................................................... 34
ANÁLIS IS E INTERPRETAC IÓN DE RESULTADOS ......................... 34
4.1.
Expansión en superficie del Sistema de Colgador Expand ible TIW
XPak ® ......................................................................................................................... 34
4.1.1.
Registros de presión durante el proceso de expansión ......... 34
viii
4.1.2.
Análisis de presiones y fuerzas durante la s etapas del proceso
de expansión ............................................................................... 36
4.2.
Prueba de Integridad ................................................................................... 37
4.2.1.
Registros de presión durante la Prueba de Integridad .......... 38
4.2.2.
Análisis de la Prueba de Integridad ................................... 39
4.3.
Prueba de Integridad combinada con Prueba de Carga Axial ........ 40
4.3.1.
Registros de presión durante el proceso de expansión ......... 41
4.3.2.
Análisis de la Prueba de Integridad combinada con la Prueba
de Carga Axial ............................................................................ 42
4.4.
Cambios físicos de la tubería de revestimiento de 9 5/8in
53,5lb/ft……………………………………………………………………… 44
CONCLUSIONES ............................................................................... 47
RECOMENDACIONES ...................................................................... 49
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................ 50
ANEXOS ............................................................................................ 52
ix
ÍNDICE DE ILUSTRACIONES
Ilustración 2- 1 Programa típico de revestimiento ................................... 6
Ilustración 2 - 2 Definición de Liner (Programa típico en Ecuador) ........... 9
Ilustración 2 - 3 Liner de perforación ................................................... 10
Ilustración 2 - 4 Liner de producción .................................................... 11
Ilustración 2- 5 Extensión corta (Stub Li ner) ........................................ 12
Ilustración 2 - 6 Extensión larga (Tie Back Liner) ................................. 13
Ilustración 2 - 7 Liner de reparación (Scab Liner) ................................. 14
Ilustración 2- 8 Colgador mecánico ..................................................... 16
Ilustración 2 - 9 Expansión hidráulica en frío (Etapa I) .......................... 17
Ilustración 2- 10 Expansión hidráulica en fr ío (Etapa II) ....................... 18
Ilustración 2 - 11 Expansión hidráulica en frío (Etapa III) ...................... 19
Ilustración 2 - 12 Expansión hidráulica en frío (Etapa IV) ...................... 19
Ilustración 2 - 13 TIW XPak® .............................................................. 20
Ilustración 2 - 14 Área de flujo ............................................................ 21
Ilustración 2 - 15 Expansor (Tie Back Expander) ................................... 22
Ilustración 2- 16 Herramienta de asentamiento LV ................................ 24
Ilustración 4 - 1 Ensamblaje planificado para prue bas ............................ 37
x
ÍNDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 2-1 Diagrama Esfuerzo vs. Deformación ................................... 17
Gráfico 4- 1 Registro digital de presión del proceso de expansión del Sistema
TIW XPak® ........................................................................................ 35
Gráfico 4- 2 Registro mecánico de presión del proceso de expansión del
Sistema TIW XPak® ............................................................................ 35
Gráfico 4- 3 Análisis de presiones del proceso de expansión .................. 36
Gráfico 4- 4 Análisis de fuerzas durante el proceso de expansión ........... 37
Gráfico 4- 5 Registro digital de presión de la prueba de integridad ......... 38
Gráfico 4- 6 Registro digital de presión de la prueba de integridad ......... 39
Gráfico 4- 7 Tiempo de prueba de integridad ........................................ 39
Gráfico 4- 8 Presión de prueba de integridad ........................................ 40
Gráfico 4- 9 Registro mecánico de presión (Prueba de integridad + Prueba
de carga axial) .................................................................................... 41
Gráfico 4- 10 Registro mecánico de presión (Prueba de integridad + Prueba
de carga axial) .................................................................................... 41
Gráfico 4- 11 Tiempo de prueba (Integridad + Carga axial) .................... 42
Gráfico 4- 12 Presión de prueba (Integridad + Carga axial) .................... 43
Gráfico 4- 13 Diámetro externo (Tubería de revestimiento 9 5/8 in 53,5lb/ft)
.......................................................................................................... 45
Gráfico 4- 14 Variación porcentual de diámetro externo (Tubería de
revestimiento 9 5/8 in 53,5lb/ft) ............................................................ 46
xi
INDICE DE FOTOGRAFÍAS
Fotografía 3 - 1 Calibradores ................................................................ 30
Fotografía 3 - 2 Consola de pruebas hidrostáticas .................................. 31
Fotografía 3 - 3 Interfaz del sistema TIW -SOFTMIX 2016 ..................... 32
Fotografía 3 - 4 Registrador mecánico de presión .................................. 33
Fotografía 4- 1 Ensamble en posición (Antes de expansión) ................... 34
Fotografía 4- 2 Ensamble para Pruebas de Integridad ............................ 38
Fotografía 4- 3 Posición del palpador de presión durante la prueba de carga
axial ................................................................................................... 40
Fotografía 4- 4 Lectura del palpador de presición (3,21mm @ 5500psi) .. 44
Fotografía 4- 5 Tubería de revestimiento (Antes de expansión) .............. 45
xii
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO A1: Certificado de conformidad del equipo TIW XPak ® Liner
Hanger asignado para las pruebas. ........................................................ 52
ANEXO A2: Certificado de conformidad del equipo TIW Tie Back Expander
asignado para las pruebas. .................................................................... 53
ANEXO A3: Certificado de conformidad de la Tubería de revestimiento
asignada para las prueba s. .................................................................... 54
ANEXO B1: Certificado de calibración (Calibrador para diámetros internos).
.......................................................................................................... 58
ANEXO
B2:
Certificado
de
calibración
(Calibrad or
para
diámetros
externos). ........................................................................................... 59
ANEXO B3: Certificado de calibración (Manómetro 10 000psi). ............ 60
ANEXO B4: Certificado de calibració n (Transmisor de presión). ............ 61
ANEXO B5: Certificado de calibración (Transductor de presión). .......... 63
ANEXO B6: Certificado de calibraci ón (Registrador mecánico de presión).
.......................................................................................................... 64
ANEXO C1: PROCEDIMIENTO DE ENSAMBLE, EXPANS IÓN Y PRUEBA
EN SUPERFICIE DEL S ISTEMA DE COLGADOR EXPANDIBLE TIW
XPak ® . ............................................................................................... 65
ANEXO C2: Análisis de Riesgo del Trabajo (ART). .............................. 78
ANEXO C3: Permiso de trabajo en frío. ............................................... 81
ANEXO C4: Registro de asistencia (Charla pre -operacional). ................ 82
ANEXO C5: Registro digital de presión de la prueba de integridad de la
herramienta de asentamiento. ............................................................... 83
ANEXO C6: Registro mecánico de presión de la prueba de integridad de la
herramienta de asentamiento . ............................................................... 84
ANEXO C7: Formato de verificación dimensional (XPak ® Liner Han ger).85
ANEXO C8: Formato de verificación dimensional (Tie Back Expander). . 86
ANEXO C9: Registro de torque (XPak ® Liner Hanger + RPOB Sub). ...... 87
xiii
ANEXO C10: Registro digital de presión durante el proceso de expansión
del Sistema TIW XPak ® . ...................................................................... 88
ANEXO C11: Registro mecánico de presión durante el proceso de expansión
del Sistema TIW XPak ® . ...................................................................... 89
ANEXO C12: Registro digital de presión durante la Prueba de Integridad.
.......................................................................................................... 90
ANEXO C13: Registro mecánico de presión durante la Prueba de Integridad.
.......................................................................................................... 91
ANEXO C14: Registro digital de presión durante la Prueba de Integridad
combinada con la Prueb a de Carga Axial. .............................................. 92
ANEXO C15: Registro mecánico de presión durante la Prueba de Integridad
combinada con la Prueba de Carga Axial. .............................................. 93
ANEXO D: Especificaciones de Herramientas de Asentamiento Multi -Etapa.
.......................................................................................................... 94
ANEXO E: Historial operacional TIW de Venezuela S.A., Sucursal Ecuador.
.......................................................................................................... 95
ANEXO D: Fotografías ........................................................................ 96
xiv
TEMA: “Prueba del Sistema de Colgador Expandible TIW XPak ® para
tubería de revestimiento”
Autor: Darwin Daniel Tello Castellanos
Tutor: Ing. Marcelo David Benítez Guerra
RESUMEN
Para demostrar si el Sistema de Colgador Expandible TIW XPak ® satisface
los requerimientos de la industria petrolera ecuatoriana, se realizó la
expansión del Sistema de Colgador Expandible TIW XPak ® en superficie,
para posteriormente aplicar criterios basados en la Norma Internacional ISO
14310 Grado V4 en la prueba de integridad y en la prueba de carga axial.
Con la finalidad de probar la funcionalidad del Sistema de Colgador
Expandible TIW XPak ® , se ha tomado como referencia la longitud máxima
de tubería de revestimiento correspondiente al pozo Nantu 20 del Campo
Nantu operado por Andes Petroleum de 3 925,88ft de 26lb/ft, la cual reporta
un peso de 102 072,88lb (86 489,23lb peso flotado) con un fluido de
perforación de 10ppg.
Los resultados de las pruebas realizadas demuestran que el Sistema de
Colgador Expandible TIW XPak ® es funcional como: colgador de liner y
empacadura de tope de liner.
Los resultados obtenidos son de gran importancia técnica tanto para la
empresa TIW de Venezuela S.A., Sucursal Ec uador, así como, para las
empresas operadoras de campos petroleros ecuatorianos debido a que se ha
probado un equipo que se ha instalado en la construcción de pozos petroleros
desde el 2006.
PALABRAS CLAVE: PERFORACIÓN, COLGADOR EXPANDIBLE, TIW
XPak ® , ENSAYO DESTRUCTIVO , CARGA AXIAL, EMPACADURA DE
TOPE DE LINER, ISO 14310 .
xv
TITLE: “TIW XPak ® Expandable Liner Hanger S ystem Test ”
Author: Darwin Daniel Tello Castellanos
Tutor: Eng. Marcelo David Benítez Guerra MSc.
ABSTRACT
To demonstrate if the TIW XPak ® Expandable Liner Hanger System meets
the ecuadorian oil industry requirements, it was completed a test of the
expansion at surface and subsequentl y appl y criteria based on International
Standard ISO 1430 in Grade V4 which corresponds the integrit y and the axi al
load test.
In order to test the functionabilit y of the TIW Xpak ® Expandable Liner
Hanger S ystem , it has been taken as a reference the maximun liner length
corresponding to well Nantu 20 in the Nantu fiel d operated by Andes
Petroleum of 3 925,88ft, with a liner of 7in of 26lb/ft, which it was reported
102 072,88lb (86 489,23lb floating weight) with a 10 ppg drilling fluid.
The results of this test shows that the TIW XPak ® Expanble Liner Hanger
System is functional as: liner hanger and liner top packer.
The results obtained are important technicall y for both , TIW of Venezuela
S.A. Company, District Ecuador, as well as , the ecuadorian oilfield operators
because this bottom well equipment has been tested and this is actuall y
installed in the well construction since 2006.
KEYWORDS: DRILLING, EXPANDABLE LINER HANGER , TIW XPak ® ,
DESTRUCTIVE TEST, AXIAL LOAD, LINER PACKER, ISO 14310
I CERT IFY that the above and foregoing is a true and correct translation of the
original document in Spanish.
Eng. Marcelo David Benítez Guerra MSc.
ID: 171934306-1
xvi
CAPÍTULO I
GENERALIDADES
1.1. Introducción
La construcción de un pozo de petróleo o gas natural depende de la
efectividad de las operaciones complementarias dentro de las cuales, en la
etapa de perforación , se encuentra la instalación del colgador de liner, en
Ecuador, para las secciones de diámetros de 7in y 5in.
El éxito de las operaciones posteriores a la corrida de sartas de tubería de
revestimiento corta con colgador de liner depende del estado mecánico del
pozo, por lo cual el equipo utilizado para instalar la tubería de revestimiento
debe garantizar que las co ndiciones sean las adecuadas para la completación
del pozo y sus intervenciones de reacondicionamiento.
El costo de la construcción de un pozo de petróleo o gas natural es alto
por lo cual la industria petrolera realiza todas sus operaciones bajo un
estricto control de calidad tanto en productos como en servicios relacionados
en cualquiera de las fases de la industria.
El control de calidad para la industri a petrolera se realiza cumplimiento
Normas
Internacionales
emitidas
por
International
Organization
for
Standardization (ISO) y por American Petroleum Institute (API) , las cuales
desarrollan y sugieren lineamientos tanto técnicos como de procesos para
asegurar la calidad de un producto o servicio.
El presente Estudio Técnico, trata de la aplicación de l a Norma
Internacional ISO 14310, debido a que en la Base de Operaciones TIW no se
dispone de una celda térmica que permita realizar ensayos a diferentes
temperaturas, el grado más alto de validación que se puede considerar para
las pruebas es el Grado V4, el cual s ugiere lineamientos para la prueba de
integridad, y carga axial de empacaduras utilizadas en la industria mundial
de petróleo y gas natural.
1
1.2. Planteamiento del Problema
¿Es el Sistema de Colgador Expandible TIW XPak ® , utilizado por las
operadoras de campos petroleros ecuatorianos, para la instalación de tubería
de revestimiento en l a construcción de pozos de petróleo o gas natural ,
funcional como: colgador de liner, y empacadura de tope de liner?
1.3. Justificación e Importancia
Las características de los productos o servicios
utilizados en la
construcción de pozos de petróleo o gas natural deben satisfacer los
requerimientos de la industria petrolera ecuator iana, por tal razón , fue
necesario probar si el desempeño del Sistema de Colgador Expandible TIW
XPak ® es el adecuado.
Las pruebas se realizaro n con referencia a la Norma Internacional ISO
14310 Grado V4 la cual sugiere parámetros operacionales para la exp ansión
del equipo en superficie, así como para las pruebas: integridad, y carga axial,
las cuales se realiz aron por primera vez en Ecuador.
Las pruebas propuestas fueron necesarias para verificar si el Sistema de
Colgador Expandible TIW XPak ® es un product o conforme en cuanto a sus
especificaciones técnicas, así como a sus funciones: colgador de liner, y
empacadura de tope de liner.
Es importante documentar los resultados de las pruebas en superficie
basadas en los lineamientos de una Norma Internacional, l o cual permitirá
tener una referencia técnica del desempeño de un producto utilizado por las
principales operadoras de Ecuador.
La industria petrolera ecuatoriana es la principal be neficiada debido a que
se probó un producto que se ha instalado en los pozo s petroleros perforados
y que se instalará en pozos planificados en proyectos de desarrollo de campos
operados por empresas tanto públicas como privadas .
2
1.4. Objetivos
1.4.1. General
Realizar pruebas basadas en la Norma Internacional ISO 14310 Grado V4
del Sistema de Colgador Expandible TIW XPak ® instalado en una tubería de
revestimiento de 9 5/8 in S.D. 53,5lb/ft P-110.
1.4.2. Específicos

Planificar las operaciones para la instalación y pruebas del Sistema de
Colgador Expandible TIW XPak ® en superficie.

Simular en super ficie la instalación
del Sistema de Colgador
Expandible TIW XPak ® dentro de una tubería de revestimiento de
9 5/8in S.D. 53,5lb/ft P -110.

Aplicar el criterio de aceptación de la Norma Internacional ISO 14310
Grado V4 en las pruebas de: integridad, y carga axial .
1.5. Entorno del Estudio
1.5.1. Marco Institucional
Universidad Central del Ecuador
Misión
Crear y difundir el conocimiento científico – tecnológico, arte y cultura,
formar profesionales, investigadores y técnicos críticos de nivel superior y
crear espacios para el análisis y solución de los problemas nacionales.
(Universidad Central del Ecuador, 2015)
Visión
La Universidad Central del Ecuador, liderará la gestión cultural,
académica, científica y administrativa del sis tema nacional de educación
superior, para contribuir al desarrollo del país y de la humanidad,
insertándose en el acelerado cambio del mundo y sus perspectivas.
(Universidad Central del Ecuador, 2015)
3
Carrera de Ingeniería de Petróleos
Misión
Formar integralmente a Ingenieros de Petróleos con excelencia para el
desarrollo de actividades relacionadas con el aprovechamiento óptimo y
sustentable de los hidrocarburos, con valores éticos y comprometidos con el
desarrollo del Ecua dor, capaces de liderar equipos multidisciplinarios y
tomar
decisiones
para
responder
a
las
exigencias
nacionales
e
internacionales . (Carrera de Ingeniería de Petróleos, 2016)
Visión
Al 2020 ser líder en la formación, investig ación e innovación para el
aprovechamiento sustentable de los hidrocarburos en beneficio de la
sociedad ecuatoriana . (Carrera de Ingeniería de Petróleos, 2016)
1.5.2. Marco Ético
El presente Estudio Técnico fue realizado respetando l os derechos de
autor, toda información que contiene es verdadera y su finalidad es
proporcionar una referencia técnica para proveedores y usuarios de
empacaduras.
1.5.3. Marco Legal
Dando cumplimiento al Artículo 21 inciso tercero del Reglamento de
Régimen Académico, en lo referente a la Unidad de Titul ación Especial se
desarrolló el Trabajo de Titulación bajo la modalidad de Estudio Técnico
para optar por el título de Ingeniero de Petróleos, que tiene como objeto
probar el desempeño de un producto instalado durante la perforación de
pozos petroleros en el oriente ecu atoriano.
4
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
Una de las etapas de la construcción de un pozo de petróleo o gas natural
es la instalación de tubería de acero para recubrir las paredes del hoyo
perforado. (Rahman & Chilingarian, 1995)
La tubería de acero que se instala posteriormente a la perforación de un
hoyo se denomina “tubería de revestimiento ”.
Según Rahman y Chilingarian (1995), las funciones de la tubería de
revestimiento durante la construcción, y vida productiva del pozo son:

Mantener el hoyo abierto y prevenir el colapso de las paredes en
formaciones débiles.

Conducir los fluidos de perforación.

Evitar que los fluidos circulantes durante la perforación provoquen
lavado o ero sión de las paredes del hoyo.

Evitar la contaminación de formaciones de agua fresca por contacto
con fluidos de perforación o fluidos producidos desde el yacimiento.

Evitar la comunicación de zonas productoras perforadas.

Conducir los fluidos producidos desde el yacimiento.

Permitir el paso de equipos o herramientas con cable.

Permitir la instalación de equipos de levantamiento a rtificial cuando
la presión no es suficiente para que los fluidos producidos desde el
yacimiento lleguen a superficie.

Permitir la instalación del BOP en operaciones de perforación o
reacondicionamiento .

Permitir la instalación del cabezal de producción posterior a la
completación del pozo.
5
En la construcción de un pozo de petróleo o gas natural es posible que se
deba atravesar zonas problemáticas tales como zonas presurizadas o
subpresurizadas,
formaciones
débiles
o
fracturadas,
formaciones
no
consolidadas, y zonas de lutitas plásticas, por lo cual, para perforar el pozo
hasta la profundidad total planificada es necesario hacerlo por etapas.
(Rahman & Chilingarian, 1995)
Generalmente se instalan cinco tipos de tubería de revestimiento
dependiendo de las condiciones de perforación , como se muestra en la
Ilustración 2.1. (Bourgoyne, Millheim, Chenevert, & Young, 1991)
Revestimiento Conductor
Revestimiento Superficial
Revestimiento Intermedio
Revestimiento de perforación
Revestimiento de producción
Ilustración 2 - 1 Programa típico de revestimiento
Elaborado por: Darwin Tello
2.1. Revestimiento Conductor
Es la primera tubería de revestimiento que se instala en la construcción de
un pozo de petróleo o gas natural . La principal función de este revestimiento
es evitar el derrumbe de las parede s dentro del hoyo debido a la inestabilidad
de formaciones someras no consolidadas. El revestimiento condu ctor soporta
la tubería de revestimiento de las siguientes etapas de perforación, así como
equipos de cabeza de pozo y debe ser cementado hasta superf icie. (Rahman
& Chilingarian, 1995)
6
La última junta del revestimiento conductor se encuentra entre 40ft y 500ft
de profundidad, y su diámetro varía entre 7in y 20in. Generalmente para
pozos someros se instala un revestimiento c onductor de 16in y de 20in para
pozos profundos. (Rahman & Chilingarian, 1995)
2.2. Revestimiento Superficial
Es la segunda tubería de revestimiento que se instala en la construcción
de un pozo de petróleo o gas natural. Las funciones del revestimiento
superficial son: estabilizar formaciones someras no consolidadas, evitar la
contaminación de formaciones de agua fresca por contacto con fluidos de
perforación o producidos desde el yacimiento, servir de soporte para la
instalación del BOP. Con la finalidad de que el BOP pueda contener
presiones anormales en las siguientes etapas de perforación , es necesario que
el revestimiento superficial sea cementado hasta superficie atravesando
formaciones de rocas duras (calizas o dolomías) . (Rahman & Chilingarian,
1995)
La
última
junta
del
revestimiento
superficial
se
encuentra
aproximadamente a 5 000ft de profundidad, y su diámetro varía entre 10
3/4in y 13 3/8in. (Rahman & Chilingarian, 199 5)
2.3. Revestimiento Intermedio
El revestimiento intermedio se encuentra entre el revestimiento superficial
y el revestimiento de producción. La función del revestimiento intermedio
es permitir la perforación de un pozo de petróleo o gas natural hasta la
profundidad total planificada cuando es necesario atravesar formaciones
problemáticas
tales
como :
zonas
presurizadas
o
subpresurizadas,
formaciones débiles o fracturadas, lutitas inestables, zonas de pérdida de
circulación, y formaciones salinas. Por motivos económicos, se instala un
revestimiento intermedio posteriormente a la perforación de formaciones que
necesitan ser atravesadas empleando fluidos de perforación especiales.
(Rahman & Chilingarian, 1995)
Dependiendo de las condiciones, el revestimiento intermedio puede
cementarse hasta 1 000ft por encima de la última junta del revestimiento
7
superficial o a una longitud mayor para evitar que se recueste sobre las
paredes del pozo. (Rahman & Chilingarian, 1995)
La última junta del revestimiento intermedio se encuentra teóricamente
entre 7 000ft y 15 000ft de profundidad, y su diámetro varía entre 7in y 11
3/4in. (Rahman & Chilingarian, 1995)
2.4. Revestimiento de producción
El
revestimiento
de
producción
atraviesa
zonas
potencialmente
productoras, está diseñado para soportar la presión de cierre del yacimiento,
así
como
las
presiones
de
operaciones
de
completación,
y
reacondicionamiento . (Rahman & Chiling arian, 1995)
El diámetro del revestimiento de producción varía entre 4 1/2in y 9 5/8in,
se cementa lo suficientemente por encima de las formaciones productoras
para proporcionar soporte adicional para equipos de subsuelo. (Rahman &
Chilingarian, 1995)
2.5. Tubería de revestimiento corta (Liner)
Se denomina Liner (Ilustración 2-2) a la sarta corta de tubería utilizada
para revestir el hoyo abierto bajo la última tubería de revestimiento
instalada. El Liner se extiende desde un punto por encima de última junta de
tubería del revestimiento superior hasta profundidad total. Generalmente, el
Liner y la tubería de revestimiento superior tienen una superposición de
100ft aproximadamente. (Petroleum Extension Ser vice, 2011)
Por razones principalmente económicas, es necesario diseñar un programa
de revestimiento, incluyendo varios diámetros de tubería de revestimiento lo
cual depende de la profundidad, trayectoria del pozo y de las condiciones
geológicas. (Díaz, Chávez, Ortega, & Vargas, 2012)
Según Rahman y Chilingarian (1995), las ventajas de la instalación de
tubería de revestim iento corta son:

Menor
costo
en
tubería
de
cementación.
8
revestimiento
y
operaciones
de

Intervalos problemáticos aislados (Pérdida de fluidos, zonas de alta o
baja presión, zonas no consolidadas propensas a derrumbes, zonas
plásticas).

Reparar daños del revestimiento en intervalos intermedios.

Capacidad para manejar tubería de producción de mayor diámetro.

No es necesario dejar lodo en el espacio anular en intervalos del
revestimiento, lo cual puede provocar el colapso de la tubería en
dichos intervalos.

Menor peso transmitido al cabezal de producción.

En pozos profundos, reduce el peso de la sarta de tubería de
revestimiento dentro de la capacidad de carga del taladro.
Debido al estrecho espacio anular entre el Liner y el revestimiento
superior se pueden presentar problemas tales como: la dificultad de lograr
una buena cementación primaria, y las posibles fugas a través de los
dispositivos de suspensión . (Rahman & Chilingarian, 1995)
Tubería de revestimiento 20 in
Tubería de revestimiento 13 3/ 8in
Tubería de revestimiento 9 5/8in
Colgador 9 5/8in × 7in
Liner 7in
Colgador 7in × 5in
Liner 5in
Ilustración 2 - 2 Definición de Liner (Programa típico en Ecuador)
Elaborado por: Darwin Tello C.
9
2.5.1. Liner de perforación
Como se muestra en la Ilustración 2 -3, es una sarta corta de tubería de
revestimiento que se suspende en el revestimie nto superficial o intermedio.
Generalmente, se extiende en hoyo abierto desde un punto por encima de la
última junta del revestimiento superior, superponiéndose de 200ft a 400ft
entre sí. (Rahman & Chilingarian, 1995)
Se instala un liner de perforación o liner intermedio para aislar zonas
problemáticas y permitir operaciones de perforación más profundas. Los
problemas que pueden presentarse en las zonas por las que se debe atravesar
para la construcción de un pozo de petróleo o gas nat ural son: zonas de
pérdida de circulación, zonas presurizadas o subpresurizadas , zonas en las
que la formación es susceptible a derrumbes o zonas en las que debido a su
litología se deben atravesar con fluidos de perforación especiales. (Rahman
& Chilingarian, 1995)
Según el diseño de revestimiento el Liner intermedio debe soportar la
carga de la sarta de tubería de revestimiento de producción.
Revestimiento Conductor
Revestimiento Superficial
Revestimiento Intermedio
Colgador de Liner
Liner de perforación
Operaciones de perforación
profundas
Ilustración 2 - 3 Liner de perforación
Elaborado por: Darwin Tello C.
10
2.5.2. Liner de producción
Como se muestra en la Ilustración 2 -4, el Liner de producción está
instalado a una profundidad tal que se encuentre frente a las zonas
potencialmente productoras. El Liner de producción es un revestimiento que
proporciona aislamiento total a través de zonas de producción o de inyección.
(Rahman & Chilingarian, 1995)
El revestimiento de producción debe tener características mecánicas
especiales debido a que durante la etapa de completación o durante trabajos
de reacondicionamiento debe soportar esfuerzos adicionales tales como:
tensión, colapso y estallido. (Gatlin, 1960)
El material de fabricación del liner de producción debe garantizar la
compatibilidad con los fluidos presentes durante la construcción de un pozo
de petróleo o gas natural y su vida productiva, es decir, fluidos de
perforación, fluidos de cementación, fluidos de completación, fluidos de
reacondicionamiento , y fluidos producidos desde el yacimiento que en
algunos casos pueden ser altamente corrosivos. (Bourgoyne, Millheim,
Chenevert, & Young, 1991)
Revestimiento Conductor
Revestimiento Superficial
Revestimiento Intermedio
Colgador de Liner
Liner de perforación
Colgador de Liner
Liner de producción
Ilustración 2 - 4 Liner de producción
Elaborado por: Darwin Tello C.
11
2.5.3. Extensión corta (Stub Liner)
Como muestra la Ilustración 2 -5, es una sarta corta de tubería de
revestimiento que se extiende entre 100ft y 500ft por encima del tope del
liner. Se instala un a extensión corta cuando la tuberí a de revestimiento
presenta una ruptura sobre el tope del liner instalado, así como cuando es
necesaria protección especial a corrosión o altas presiones. Se instalan
elementos de sello tanto en el tope del liner instalado, así como en el tope
de la extensión corta para garantizar el aislamiento en la zona de instalación.
(Michieli, 2016)
Elementos de sello
Extensión corta
Elementos de sello
Ilustración 2 - 5 Extensión corta (Stub Liner)
Elaborado por: Darwin Tello
2.5.4. Extensión larga (Tie Back Liner)
Como muestra la Ilustración 2 -6, es una sarta corta de tubería de
revestimiento que se extiende desde el tope del liner hasta el cabezal de
producción. La tubería es conectada al tope del liner mediante un conector
especialmente diseñado (unidad de sellos). La configuración de Liner de
producción con una extensión larga es utilizada cuando está prevista
perforación exploratoria por debajo de las zonas productivas.
12
La principal ventaja es que disminuye el peso suspendido en el cabezal de
producción. (Rahman & Chilingarian, 1995)
Se instala una extensión larga desde el tope del liner d e producción hasta
el cabezal del pozo, para proporcionar un incremento de presión en el tramo
instalado ya que su característica es la integridad de la tubería hasta el
cabezal. (Molina, 2016)
En este caso, debido a que el t ope de la extensión larga se localiza en el
cabezal de producción, no podría aplicarse total mente la definición de
“Liner”. (Molina, 2016)
Extensión larga
Tubería de
Elementos de sello en el
tope del Liner
Ilustración 2 - 6 Extensión larga (Tie Back Liner)
Elaborado por: Darwin Tello C.
2.5.5. Liner de reparación (Scab Liner)
Como muestra la Ilustración 2 -7, es una sarta corta d e tubería de
revestimiento instalada en zonas en las que la tubería de revestimiento
presenta daños que comprometan la integridad del pozo durante su vida
productiva. (Rahman & Chilingarian, 1995)
13
Se instala tubería de diámetro menor al de la tubería de revestimiento a
ser reparada, cons iderando una longitud que cubra por los dos extremos el
daño presente. (Molina, 2016)
El Liner de reparación puede ser cementado o sellado con empacaduras en
sus extremos, con el fin de anclar el tramo instalado y aislar totalmente la
zona que presenta daños . (Rahman & Chilingarian, 1995)
Para evitar el colapso de la tuberia de revestimiento cuando el pozo de
petróleo o gas natural atrav iesa formaciones salinas en las zonas profundas,
se instala, con la configuración del Liner de reparación, una sarta corta de
tubería de revestimiento de pared gruesa, la cual es cementada para
contrarrestar las fuerzas laterales de compresión. (Rahman & Chilingarian,
1995)
Elementos de sello
Liner de reparación
Elementos de sello
Ilustración 2 - 7 Liner de reparación (Scab Liner)
Elaborado por: Darw in Tello C.
14
2.6. Colgador para tubería de revestimiento
Un colgador de liner es un equipo de fondo de pozo que se instala para
suspender una sarta corta de tubería de revestimiento para su posterior
cementación. (Petroleum Extension Service, 2011)
Dependiendo de su diseño, para posicionar el colgador para tubería de
revestimiento a la profundidad planificada se emplea la tubería de trabajo
(drill pipe) así como la herramienta de asentamiento (sett ing tool), las cuales
se recuperan al final de las operaciones de asentamiento del colgador y
cementación del liner. (Michieli, 2016)
Existen dos tipos de colgador de liner según su mecanismo de
asentamiento: mecánicos e hidrá ulicos.
2.6.1. Colgador mecánico
Un colgador mecánico (Ilustración 2-8), es un equipo de fondo de pozo
que suspende una sarta corta de tubería de revestimiento mediante la
penetración parcial de sus elementos de anclaje en el revestimiento superior.
(Petroleum Extension Service, 2011)
El colgador mecánico, se asienta transmitiendo movimiento rotacional a
través de la tubería de trabajo con el fin de desacoplar parte del equipo de
su perfil y mediante la apl icación de peso sobre el eq uipo, activar los
elementos de anclaje . (Molina, 2016)
Es importante que la zona de instalación quede totalmente aislada, por esta
razón el colgador está provisto de elementos de sello en su extremo superior,
los cuales por compresión se deforman y ocupan el espacio anular entre el
Liner y la tubería de revestimientos superior. (Molina, 2016)
Es opcional, que en la sección inferior siguiente al colgador se instale un
accesorio o junta giratoria para transmitir movimiento rotacional únicamente
a la tubería de trabajo y no al liner. (Molina, 2016)
15
La principal ventaja de un colgador mecánico es que no se activará
prematuramente por presión diferencial , por lo cual se puede instalar en
pozos que requieren fluidos de perforación de alto peso. (Michieli, 2016)
Elementos de sello (Elastómeros )
Elementos de anclaje (Cuñas)
Centralizadores
Perfil de activación
Ilustración 2 - 8 Colgador mecánico
Elaborado por: Darwin Tello C.
2.6.2. Colgador hidráulico
Un colgador hidráulico, es un equipo de fondo de pozo que suspende una
sarta corta de tubería de revestimiento median te la deformación radial de sus
elementos debido a que basa su diseño en la tecnología de tubulares
expandibles. (Simmons, 2015)
El colgador hidráulico se activa transmitiendo hacia la herramienta de
asentamiento la presión proveniente de los fluidos que circulan en el pozo
durante las operaciones de corrida y cementación del liner. (Bybee, 2001)
Es necesario que el elemento expansor que se mueve a través del tubular
expandible provoque una deformación mecánica permanente del acero por
encima de su límite elástico dando lugar a un comportamiento plástico
(Gráfico 2-1). Se han logrado expansiones mayores al 20% , sin embargo, la
mayoría de aplicaciones c on tubulares de entre 4 1/4in y 13 3/8in requier en
expansiones menores al 20%. (Bybee, 2001)
16
Curva real
Límite elástico
Esfuerzo
Máxima resistencia
Curva para
ingeniería
a la ruptura
Zona elástica
Zona plástica
Deformación
Gráfico 2 - 1 Diagrama Esfuerzo vs. Deformación
Elaborado por: Darwin Tello C.
Por lo general, las operaciones para el asentamiento de un colgador
ocurren a temperaturas inferiores a los 200°C dando lugar a un fenómeno
conocido como expansión hidráulica en fr ío. (Akisanya, Khan, Deans, &
Wood, 2011)
Según Akisanya, Khan, Deans y Wood (2011) la expansión hidráulica en
frío tiene cuatro etapas, las cuales se describen a continuación.

Etapa I: Deformación elástica del tubular expandi ble
Ocurre al inicio de la presurización donde la relación Esfuerzo vs.
Deformación es lineal , es decir, la presión interna no es suficiente para
provocar radialmente una deformación mecánica permanente como
muestra la Ilustración 2 -9.
Presión interna
Tubular expandible
Tubería de revestimiento
Ilustración 2 - 9 Expansión hidráulica en frío (Etapa I)
Elaborado por: Darwin Tello C.
17

Etapa II: Deformaci ón elástica/plástica del tubular expandible
Ocurre cuando la presión interna aplicada al tubular expandible es
mayor que su límite elástico, es decir da lugar a un comportamiento
plástico.
Como muestra la Ilustración 2 -10, se ha provocado una deformación
mecánica permanente que no se ve afectada a pesar de que la presión
interna ha dejado de ser aplicada.
Presión interna
Tubular expandible
Tubería de revestimien to
Ilustración 2 - 10 Expansión hidráulica en frío (Etapa II)
Elaborado por: Darwin Tello C.

Etapa III: Contacto del tubular expandible y la tubería de
revestimiento posterior a la deformación
Ocurre cuando la deformación radial es suficiente p ara que las
superficies del tubular expandible y de la tubería de revestimiento
entren en contacto. La tubería de revestimiento tiende a impedir que
la deformación radial del tubular expandible aumente generando
fuerzas superficiales por contacto las cuale s mantienen sujeto el
18
tubular expandible dentro de la tubería de revestimiento como se
muestra en la Ilustración 2 -11.
Presión interna
Presión por contacto
Tubular expandible
Tubería de revestimiento
Ilustración 2 - 11 Expansión hidráulica en frío (Etapa III)
Elaborado por: Darwin Tello C.

Etapa IV: Deformación de despresurización
Ocurre cuando la presión interna ha dejado de ser aplicada, el tubular
expandible tiene un co mportamiento totalmente plástico mientras que
la tubería de revestimiento no ha sobrepasado su límite elástico y
cualquier deformación radial desaparece aumentando la influencia de
las fuerzas superficiales por contacto como se muestra en la
Ilustración 2 -12.
Presión por contacto
Tubular expandible
Tubería de revestimiento
Ilustración 2 - 12 Expansión hidráulica en frío (Etapa IV)
Elaborado por: Darwin Tello C.
19
2.6.3. Sistema de Colgador Expandible TIW XPak ®
El Sistema de Colgador Expandible TIW XPak ® es un equipo de fondo de
pozo diseñado para anclar sartas cortas de tubería de revestimiento y
proporcionar un sello de tope de liner único en la industria. (TIW
Corporation, 2003)
El sistema de Colgador Expandible TIW XPak ® ha sido usado en tierra,
así como en operaciones en aguas profundas en: Estados Unidos, Canadá,
Medio Oriente, Mar del Norte y Ecuador.
Como muestra la Ilustraci ón 2-13 la geometría del Sistema de Colgador
Expandible TIW XPak ® es completamente tubular sin partes externas que, en
combinación con su alta capacidad de torque, lo hace n ideal para operaciones
de perforación o que requieran rotación del equipo. (TIW Corporation, 2003)
Elementos de anclaje (Cuñas)
Elementos de sello
Zona de expansión
(Metal-metal/Elastómeros)
Ilustración 2 - 13 TIW XPak ®
Elaborado por: Darwin Tello C.
El diseño del Sistema de Colgador Expandible TIW XPak ® permite una
zona de expansión corta de entre 16in y 24in. Dentro de la zona de expansión,
las
cuñas
proveen
alta
capacidad
de
carga
y
la
combinación
metal _ metal/elastómeros conforma un sello hermético para altas presiones en
el tope del liner. (TIW Corporation, 2003)
20
Como muestra la Ilu stración 2-14, el perfil delgado del cuerpo del
colgador hace que el área de flujo se incremente aproximadamente un 25%
con respecto a un colgador convencional , reduciendo considerablemente las
perdidas debido al estrecho espacio anular entre el colgador y la tubería de
revestimiento lo que reduce la densidad equivalente de circulación (ECD) .
(TIW Corporation, 2003)
Colgador
convencional
Colgador
TIW XPak ®
Área de flujo
Ilustración 2 - 14 Área de flujo
Elaborado por: Darwin Tello C.
El expansor (Ilustración 2 -15), provee un soporte total en la sección de
expansión del cuerpo del colgador, el cual elimina los riesgos de colapso
asociados con las presiones de trabajo en las operaciones de corrida y
cementación de tubería de revestimiento .
El cuerpo del expansor está diseñado a modo de Receptáculo Pulido para
Empacaduras, PBR por sus siglas en inglés, lo cual permite que en su interior
pueda alojar unidades de sellos para aislar zonas daña das en aplicaciones de
reparación con configuraciones de extensión desde el tope del liner.
21
Ilustración 2 - 15 Expansor (Tie Back Expander)
Elaborado por: Darwin Tello C.
Según TIW Corporation (2003), las ventajas del Sistema de Colgador
Expandible TIW XPak ® son:

Alta capacidad de torque para rotación y/o perforación.

Fabricado de material OCTG (Oil Country Tubular Goods).

Integridad a altas presiones, igual al diseño de la tubería de
revestimiento.

Alta capacidad de carga incluso para soportar grandes longitudes de
tubería.
Según TIW Corporation (2003), las aplicaciones del Sistema de Colgador
Expandible TIW XPak ® son:

Aguas profundas.

Perforación con tubería de revestimiento.
22

Pozos de alcance extendido.

Presiones y temperaturas altas.

Operaciones de rimado.

Cementaciones multi -etapa.

Fracturamiento multi -etapa.

Variedad de configuraciones para perforación y reacondicionamiento.
- Extensión corta (Ilustración 2 -5).
- Extensión larga (Ilustración 2 -6).
- Liner de reparación (Ilustración 2 -7).
Herramienta de asentamiento Sistema de Colgador Expandible TIW
XPak ®
La Tabla 2-1 corresponde a las especificaciones técnicas de la herramienta
Modelo LV para corrida de tubería de revestimiento y asentamiento del
Sistema de Colgador Expandible TIW XPak ® .
Tabla 2- 1 Especificaciones técnicas (Herramienta de asentamiento Modelo
LV) (TIW Corporation, 2003)
Diámetro externo máximo
in
7,750
Diámetro interno mínimo
in
2,750
Recorrido de la herramienta
in
17,50
Número de etapas
-
8
Área por etapa
in 2
21,218
Área total
in 2
169,740
lbf
1 140 720
Máxima tensión de la
herramienta
lb-ft
39 664
Presión de operación
psi
6 720
Capacidad total
gal
14,100
Torque máximo
Elaborado por: Darwin Tello C.
23
La Ilustración 2-16 muestra los componentes de la herramienta Modelo LV
para corrida de tubería de revestimiento y asentamiento .
Conexión superior. – De tipo IF, se acopla directamente a
la tubería de trabajo para posicion ar la herramienta a la
profundidad planificada.
Anillo de corte. – Es un dispositivo de seguridad que evita
la activación prematura de la herramienta de asentamiento.
Etapas. – Son cámaras herméticas individuales que
transforman la presión transmitida por los fl uidos presentes
en el pozo en fuerza con el fin de que el elemento expansor
provoque una deformación mecánica permanente a través del
cuerpo del colgador XPak ® .
Mandril de asentamiento. – Es un tubular sobre el cual se
ubica el elemento expansor, t iene una ranura helicoidal para
incrementar el área de flujo.
Sección de asentamiento y liberación . – Soporta el cuerpo
del colgador XPak ® el cual se acopla en una rosca tipo
ACME. Una vez asentado el colgador se puede liberar la
herramienta de dos formas:


Mecánica: Rotación a la izquierda.
Hidráulica: Mediante presión diferencial se desacopla
el cuerpo de la rosca tipo ACME.
Sección rotacional. – En su posición inicial transmite
movimiento rotacional desde la tubería de trabajo al liner,
para dejar de transmitir el movimiento rotacional, mediante
presión diferencial se puede desacoplar la sección interna
dentada.
Ilustración 2 - 16 Herramienta de asentamiento LV
Elaborado por: Darwin Tello C.
24
2.7. Normas Internacionales
El control d e calidad para la industria petrolera se realiza dando
cumplimiento
a
Normas
Internacionales
emitidas
por
International
Organization for Standardization (ISO) y por American Petroleum Institute
(AP I), las cuales desarrollan y sugieren lineamientos tanto té cnicos como de
procesos para asegurar la calidad de un producto o servicio.
En 2001, el Comité Técnico TC67/WG4 aprobó y publicó la Norma ISO
14310, la cual, en 2002 fue adoptada por API sin ninguna modificación como
API 11D1. (American Petroleum Institute, 2016)
Las Normas ISO 14310 y API 11D1 son aplicables en el diseño,
verificación y validación de diseño, materiales, documentación y control de
datos, reparación, transporte, y almacenamiento de empacaduras utilizadas
en la industria mundial de petróleo y gas natural.
2.7.1. Norma Internacional ISO 14310
Es un estándar emitido por la Organización Internacional para la
Estandarización, ISO por sus siglas en inglés, la cual es una organización
mundial que integra comités técnicos esp ecializados. Su principal función es
desarrollar lineamientos que aseguren la calidad y seguridad de procesos,
procedimientos y productos. (International Organization for Standardization,
2008)
La Organización Internacional par a la Estandarización trabaja en conjunto
con instituciones gubernamentales y no gubernamentales a nivel mundial, y
para que una Norma sea finalmente emitida es necesaria la aprobación del
75% de los miembros. (International Organ ization for Standardization, 2008)
Usuarios y proveedores de la industria mundial del petróle o y gas natural
toman como referencia la
Norma Internacional
fabricación, selección, prueba
y uso
de
ISO 14310 para la
empacaduras.
(International
Organization for Standardization, 2008)
El alcance de la Norma Internacional ISO 14310 incluye: diseño,
verificación y validación de diseño, materiales, documentación y control de
datos, reparación, transporte, y almacenamiento. Se excluyen la instalación
25
y
mantenimiento
de
los
productos.
(International
Organization
for
Standardization, 2008)
En cuanto a control de calidad y validación de diseño, la Norma
Internacional ISO 14310 está estructurada en siete grados de requerimientos
crecientes dependiendo de las aplicaciones especificadas por el usuario como
se muestra en la Tabla 2 -2.
Tabla 2- 2 Grados de validación (International Organization for
Standardization, 2008)
Grado de
Descripción
validación
Grados cubiertos
Prueba de gas + Prueba de carga axial
V0
+
Ciclos
de
temperatura
+
Cero
V0, V1, V2, V3, V4,
V5 y V6
burbujas de gas acumulado
V1
V2
V3
V4
Prueba de gas + Prueba de carga axial
+ Ciclos de temperatura
V1, V2, V3, V4 y V5
Prueba de gas + Prueba de carga axial
Prueba de integridad + Prueba de
carga axial + Ciclos de temperatura
Prueba de integridad + Prueba de
carga axial
V5
Prueba de integridad
V6
Definida por el proveed or o fabricante
V2, V4, V5 y V6
V3, V4, V5 y V6
V4, V5 y V6
V5 y V6
V6
Elaborado por: Darwin Tello C.
Cambios de diseño
Todos los cambios en el diseño deben ser revisados para determinar si son
sustanciales. Un diseño cuyos cambios sean sustanciales requiere una nueva
validación.
Se consideran cambios sustanciales:

Cambios de componen tes.
26

Cambios de material.

Cambios funcionales
Los cambios deben ser probados simulando las condiciones de carga que
se pueden presentar en aplicaciones reales . El proveedor debe documentar y
analizar los resultados de la prueba para demostrar que el equipo ha sido
probado bajo las condiciones de carga requeridas.
Los cambios dimensionales (ID f : 7,300in→7,460in) descritos en el Anexo
C2 se han considerado s ustanciales, por lo cual se ha propuesto aplicar la
Norma Internacional ISO 14310 Grado V4 para documentar el desempeño del
Sistema de Colgador Expandible TIW X Pak ® en cuanto a sus dos funcion es:
colgador de liner, y empacadura de tope de liner.
Grado V4: Prueba de Integridad y Carga Axial
Según la Norma Internacional ISO 14310, en conformidad con el grado de
validación V4, el proveedor deberá basarse en los si guientes lineamientos:

Asentar la empacadura en una tubería de revestimiento de ID±0.030in.

Asentar la empacadura con la mínima presión de asentamiento (±10%).

El producto a probarse con elementos expandibles debe posicionarse
horizontalmente. El uso de centralizadores en el ensamblaje de prueba
es opcional.

Los productos con elementos de anclaje deben permanecer en una
dirección, puede asegurarse el ensamblaje de prueba para prevenir el
movimiento en dirección opuesta.

Registrar la máxima presión diferencial.

Realizar un mínimo de do s reversiones de presión máxima .

Probar todos los puntos de intersección involucrados en el desempeño
de la empacadura.

Por seguridad, utilizar dispositivos de cizalla.
27

Utilizar un fluido de prueba base agua, con o sin aditivos, o aceite
hidráulico. La densidad deberá ser menor a 9,17ppg. El fluido
visiblemente deberá estar libre de partículas o cualquier mater ial que
pueda obstruir fugas existentes.

Mantener un período mínimo de 15 minutos para pruebas de presión.

Criterio de aceptación: Posterior a la estabiliz ación de presión, no
debe existir más del 1% de reducción de la presión total en el período
de prueba. El período de estabilización de la prueba está a discreción
del proveedor.
28
CAPITULO III
DISEÑO METODOLÓGICO
3.1. Tipo de Estudio
El presente estudio es de carácter experimental, prospectivo e inductivo.
a. Experimental puesto que, bajo condiciones controladas, basadas en la
Norma Internacional ISO 14310 Grado V4, se realiz aron las dos
pruebas propuestas: integridad y carga axial.
b. Prospectivo, porque los resultados obtenidos serán tomados como
referencia técnica del desempeño del Sistema de Colgador Expandible
TIW XPak ® utilizado por las operadoras de campos petroleros
ecuatorianos.
c. Inductivo puesto que el estudio demostró a partir del equipo
proporcionado, que las características del Sistema de Colgador
Expandible TIW XPak ® cumplen con los requerimientos de la industria
petrolera ecuatoriana.
3.2. Universo y Muestra
El universo está constituido por 5 86 equipos Sistema de Colgador
Expandible TIW XPak ® instalados en la construcción de pozos de petróleo y
gas natural, además de los equipos disponibles para su futura instalación.
Se ha tomado como muestra el equipo descrito en la Tabla 3 -1, en la cual
se indica el Número de Serie y los Anexos correspondientes a los
Certificados de Conformidad de cada componente.
Tabla 3- 1 Equipo asignado para prueba
Componente
Número de Serie
Certificado de
conformidad
TIW XPak ® Liner Hanger
12E02514
Anexo A1
Tie Back Expander
15C00623
Anexo A2
Casing 9 5/8in 53,5lb/ft P-110
15A0025T
Anexo A3
Elaborado por: Darwin Tello C.
29
3.3. Técnicas y Recopilación de Datos
3.3.1. Planificación de las operaciones para la instalación y pruebas
del sistema de Colgador Expandible TIW XPak ®
Se planificaron las operaciones en cumplimiento de la normativa legal
ecuatoriana vigente, normas de calidad, seguridad y medio ambiente de TIW
de Venezuela S.A., Sucursal Ecuador, así como los lineamientos de la Norma
Internacional ISO 14310 Grado V4.
De acuerdo a las necesidades del presente Es tudio Técnico se elaboró e l
“PROCEDIMIENTO
DE
ENSAMBLE,
EXPANSIÓN
Y
PRUEBA
EN
SUPERFICIE DEL SISTEMA DE COLGADOR EXPANDIBLE TIW XPak ® ”
basado en Procedimientos TIW y en la Norma Internacional ISO 14310 ,
adicionalmente
se
complementó
con
ilustraciones
realizadas
en
SOLIDWORKS ® por parte del autor . El procedimiento mencionado se
encuentra en el Anexo C1 .
3.3.2. Formatos de Verificación Dimensional
Debido a que los equipos utilizados para las pruebas son tubulares, los
datos para la verificación dimensional (Anexo C7 y Anexo C8) se tomaron
con calibradores para diámetros internos (1) y diámetros externos (2), como
se muestra en la Fotografía 3 -1.
Los Anexos B1 y B2 corresponden a las especificaciones y certificados de
los
calibradores
para
diámetros
internos
y
diáme tros
respectivamente.
2
1
Fotografía 3- 1 Calibradores
Fuente: Archivo Personal (Darwin Tello C.)
30
externos
3.3.3. Pruebas basadas en la Norma Internacional ISO 14310
Los registros de presión de las pruebas realizadas el 23 de marzo de 2016
en la Base de Operaciones TIW (km 4 ½ vía Shushufindi) se obtuvieron de
forma digital, y de form a mecánica con instrumentos y equipos debidamente
calibrados y certificados.
Registros digitales de presión
La
Fotografía
3-2
muestra
la
consola
de
pruebas
hidrostáticas
HIDROMAX Modelo PMH-C100 que se utilizó para la obtención de los
registros digitales d e presión.
Los componentes de la consola de pruebas hidrostáticas son: Manómetro
10 000psi (1), Manómetro 300psi (2), Regulador de aire (3), Válvulas
manuales (4), Encendido/Apagado (5), Inicio automático (6), Parada
Automática (7) y Despresurización (8 ).
5
1
2
3
6
7
4
8
Fotografía 3- 2 Consola de pruebas hidrostáticas
Fuente: Archivo Personal (Darwin Tello C.)
La consola de pruebas hidrostáticas tiene dos componentes internos que
convierten la presión en señales eléctricas, el Transductor de presión emite
la señal y el Transmisor de presión amplifica la señal.
31
Los componentes que influyen directamente en la
calidad de la
información de los registros de presión digital son: Manómetro (10 000psi ),
Transmisor de presión, y Transductor de presión. Los certificados de
calibración se encuentran en el Anexo B3, Anexo B4 y Anexo B5
respectivamente.
La consola para pr uebas hidrostáticas utiliza un Controlador Lógico
Programable, PLC por sus siglas en inglés, para transformar las señales
eléctricas emitidas por el Transmisor de presión en señales digitales.
La Fotografía 3 -4 muestra la interfaz del Sistema de adquisición de datos
TIW-SOFTMIX 2016 el cual procesa las señales digitales y las transforma
en información gráfica para generar los registros digitales de presión.
Fotografía 3- 3 Interfaz del sistema TIW -SOFTMIX 2016
Fuente: Archivo Personal (Darwin Tello C.)
Los registros digitales de presión se encuentran como parte de los anexos.

Anexo C10: Registro dig ital de presión durante el proceso de
expansión del Sistema TIW XPak ® .

Anexo C12: Registro digital de presión durante la Prueba de
Integridad.

Anexo C14: Registro digital de presión durante la Prueba de
Integridad combinada con la Prueba de Carga Axial.
32
Registros mecánicos de presión
La Fotografía 3 -4 muestra el registrador mecánico de presión BARTON
Serie 22582 que se utilizó para la obtención de los registros mecánicos de
presión.
El Anexo B6 corresponde al certificado de calibración del registrador
mecánico de presión.
Fotografía 3- 4 Registrador mecánico de presión
Fuente: Archivo Personal (Darwin Tello C.)
Los registros mecánicos de presión se encuentran como parte de los
anexos.

Anexo C11: Registro mecánico de presión durante el proceso de
expansión del Sistema TIW XPak ® .

Anexo C13: Registro mecánico de presión durante la Prueba de
Integridad.

Anexo C15: Registro mecánico de presión durante la Prueba de
Integridad combinada con la Prueba de Carga Axial.
3.4. Procesamiento y análisis de información
Los datos adquiridos se procesaron en Microsoft ® Excel ® para cálculos y
gráficos, en los casos de i lustraciones se utilizó SOLIDWORKS ® .
33
CAPÍTULO IV
ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS
La información presentada a continuación se obtuvo de las pruebas
realizadas el día 23 de marzo de 2016 en la Base de Operaci ones TIW. Para
las pruebas realizadas se utiliz aron productos, equipos e instrumentos
debidamente calibrados y certificados.
4.1. Expansión en superficie del Sistema de Colgador Expandible TIW
XPak ®
La Fotografía 4-1 muestra el Sistema de Colgador Expandible TIW XPak ®
(1) con su respectiva herrami enta de asentamiento (2) dentro de una tubería
de revestimiento de 9 5/8 in 53,5lb/ft (3).
3
1
2
2
Fotografía 4- 1 Ensamble en posición (Antes de expansión)
Fuente: Archivo personal (Darwin Tello C.)
4.1.1. Registros de presión durante el proceso de expansión
El comportamiento de presión durante el proceso de expansión en
superficie del Sistema de Colgador Expandible T IW ® se registró de dos
34
maneras: registro digital de presión como se muestra en el Gráfico 4-1, y
registro mecánico de presión como se muestra en el Gráfico 4-2.
Gráfico 4- 1 Registro digital de presión del proceso de expansión del
Sistema TIW XPak ®
Fuente: Anexo C10
Gráfico 4- 2 Registro mecánico de presión del proceso de expansión del
Sistema TIW XPak ®
Fuente: Anexo C11
35
4.1.2. Análisis de presiones y fuerzas durante las etapas del
proceso de expansión
El proceso de expansión tiene tres etapas: Ruptura del anillo de corte,
inicio de la expansión del colgador, y fin de la expansión del colgador.
Como muestra el Gráfico 4 -3, las tres etapas pudieron ser identificadas a
partir del registro digital de presión con los sigui entes valores:

Ruptura del anillo de corte a 4 093psi.

Inicio de la expansión del colgador a 1 092psi.

Fin de la expansión del colgador a 2 219psi.
6000
Presión (psi)
5000
4 093psi
4000
3000
2 219psi
2000
1 092psi
1000
0
0
5
10
R u p t u r a d e An i l l o d e C o r t e
15
20
Tiempo (min)
25
I n i c i o d e E xp a n s i ó n
30
35
F i n d e E xp a n s i ó n
Gráfico 4- 3 Análisis de presiones del proceso de expansión
Elaborado por: Darwin Tello C.
La fuerza se calculó considerando las especificaciones del Anexo D, donde
se indica que el área total de l a herramienta de asentamiento es 169,74in 2 .
El Gráfico 4-4 muestra la fuerza ejercida por la herrami enta de
asentamiento en cada una de las etapas de la expansión:

694 742lbf en la Ruptura del anillo de corte.

85 339lbf en el Inicio de la expansión del c olgador.

376 707lbf en el Fin de la expansión del colgador.
36
Thousands
Fuerza (lbf)
1200
1000
800
694 742lbf
600
376 707lbf
400
200
185 339lbf
0
0
5
10
R u p t u r a d e An i l l o d e C o r t e
15
20
Tiempo (min)
I n i c i o d e E xp a n s i ó n
25
30
35
F i n d e E xp a n s i ó n
Gráfico 4- 4 Análisis de fuerzas durante el proceso de expansión
Elaborado por: Darwin Tello C.
4.2. Prueba de Integridad
La Ilustración 4 -1 muestra el ensamblaje planificado para realizar las
pruebas propuestas. Las conexiones IF, BTC y Vam Top son totalmente
herméticas, por lo cual, la fina lidad de la prueba es verificar que el espacio
anular entre el colgador de liner y la tubería de revestimiento esté totalmente
sellado.
Tapón (Pin 4 1/2in IF)
Botella de circulación
(Pin 9 5/ 8in BTC Box4 1/2in IF)
X-Over (Pin 7in BTC x Box 7 5/8in Vam Top)
Tapón (Box 7in BTC)
Ilustración 4 - 1 Ensamblaje planificado para pruebas
Elaborado por: Darwin Tello C.
37
La Fotografía 4 -2 corresponde al ensamble real utilizado para las pruebas
propuestas en el presente Estudio Técnico.
Fotografía 4- 2 Ensamble para Pruebas de Integridad
Fuente: Archivo personal (Darwin Tello C.)
4.2.1. Registros de presión durante la Prueba de Integridad
El comportamiento de presión durante la Prueba de Integridad se registró
de dos maneras: registro digital de presión como se muestra en el Gráfico 4 5, y registro mecánico de presión como se muestra en el Gráfico 4 -6.
Gráfico 4- 5 Registro digital de presión de la prueba de integridad
Fuente: Anexo C12
38
Gráfico 4- 6 Registro digital de presión de la prueba de integridad
Fuente: Anexo C13
4.2.2. Análisis de la Prueba de Integridad
El Gráfico 4-7 muestra que después del período de estabilización se inició
la prueba a los 5 minutos y se finalizó a los 20 minutos, es decir, 15 minutos
en conformidad a lo sugerido en la Norma Int ernacional ISO 14310 Grado
V4 con respecto a los períodos de pruebas de presión.
6000
Presión (psi)
5000
4000
3000
2000
1000
0
0
5
Estabilización
10
15
Tiempo (min)
Inicio de prueba
20
Fin de prueba
Gráfico 4 - 7 Tiempo de prueba de integridad
Elaborado por: Darwin Tello C.
39
25
El Gráfico 4 -8 muestra que la presión se mantuvo constante durante el
período de prueba, lo cual satisface el criterio de aceptación de la Norma
Internacional ISO 14310 Grad o V4 con respecto a pruebas de presión.
Presión (psi)
6000
5 500psi
5000
4000
3000
2000
1000
0
0
5
10
15
Tiempo (min)
20
25
Presión de prueba
Gráfico 4 - 8 Presión de prueba de integridad
Elaborado por: Darwin Tello C.
4.3. Prueba de Integridad combinada con Prueba de Carga Axial
La finalidad de la prueba de carga axial es simular la carga soportada por
el colgador de liner, para lo cual es necesario presurizar el interior del
ensamble de prueba y medir el desplazamiento axial del colgador para lo cual
se colocó un palpador de precisión en la parte inferior del ensamble , en la
base del tapón de 7 in BTC como se muestra en la Fotografía 4 -3.
Fotografía 4- 3 Posición del palpador de presión durante la
prueba de carga axial
Fuente: Archivo personal (Darwin Tello C.)
40
4.3.1. Registros de presión durante el proceso de ex pansión
El comportamiento de presión durante la Prueba de Integridad combinada
con la Prueba de Carga Axial se registró de dos maneras: registro digital de
presión como se muestra en el Gráfico 4 -9, y registro mecánico de presión
como se muestra en el Gráfico 4-10
Gráfico 4- 9 Registro mecánico de presión (Prueba de integridad + Prueba
de carga axial)
Fuente: Anexo C15
Gráfico 4- 10 Registro mecánico de presión (Prueba de integridad + Prueba
de carga axial)
Fuente: Anexo C15
41
4.3.2. Análisis de la Prueba de Integridad combinada con la
Prueba de Carga Axial
El Gráfico 4 -11 muestra que después del primer período de estabilización
se inició la Prueba de Integridad a los 5 minutos y se finalizó a l os 20
minutos, se realizó la reversión de presión y después del segundo período de
estabilización se inició la Prueba de Carga Axial a los 25 minutos y se
finalizó a los 40 minutos. Las dos pruebas duraron 15 minutos como sugiere
la Norma Internacional ISO 14310 Grado V4 con res pecto a los períodos de
pruebas de presión.
6000
Presión (psi)
5000
4000
3000
2000
1000
0
0
5
10
15
20
25
Tiempo (min)
30
35
40
45
Reversión de presión
Estabilización
Prueba de Integridad
Prueba de Carga Axial
Gráfico 4 - 11 Tiempo de prueba (Integridad + Carga axial)
Elaborado por: Darwin Tello C.
El Gráfico 4 -12 muestra que la presión se mantuvo constante durante los
períodos de Prueba de Integridad y Prueba de Carga Axial, lo cual satisface
el criterio de aceptación de la Norma Internacional ISO 14310 Gr ado V4 con
respecto a pruebas de presión.
42
6000
5 500psi
Presión (psi)
5000
4000
3000
2000
1000
0
0
5
10
15
20
25
Tiempo (min)
30
35
40
45
Presión de prueba
Gráfico 4 - 12 Presión de prueba (Integridad + Carga axial)
Elaborado por: Darwin Tello C.
Cálculo de la carga axial simulada
Como muestra la Ilustración 4 -1, en el ensamble de prueba se utilizó un
tapón de 30,64in 2 de sección, el cual durante la Prueba de Carga Axial
soportó una presión de 5 500psi.
p=
F
A
F=p×A
F = 5 500
lbf
in
2
× 30,64in2
F = 168 520lbf
Carga axial simulada
F=
168 520lb
= 6 481,5 ft
lb
26 ft
Longitud de liner 7in (26lb/ft)
Carga axial simulada
Longitud de liner 7” 26 lb/ft
F=
168 520lb
= 5 811ft
lb
29 ft
Carga
axial
a (29lb/ft)
Longitud
de simulad
liner 7in
Longitud de liner 7” 26 lb/ft
axial
Longitud
de simulada
liner
Durante la Prueba de Carga Axial seCarga
simuló
una
fuerza7”de29lb/ft
168 520lb f.
Longitud de liner 7” 26 lb/ft
Longitud de liner 7” 29lb/ft
43
Longitud de liner 7” 29lb/ft
La fuerza simulada corresponde a u na sarta de tubería de 6 481,5ft de
26lb/ft (OD=7in e ID=6,276in), así como, a una sarta de tubería de 5 811ft
de 29lb/ft (OD=7in e ID=6,184in).
La Fotografía 4 -4 muestra la lectura del palpador, el cual registro un
desplazamiento axial de 3,21mm a 5 500 psi de presión de prueba.
Fotografía 4- 4 Lectura del palpador de
precisión (3,21mm @ 5500psi)
Fuente: Archivo personal (Darwin Tello C.)
De acuerdo al cálculo de la carga axial simulada y a la lectura del palpador
de precisión se determinó qu e el colgador se desplazó 3, 21mm al soportar
una carga de 168 520 lbf. Posterior a la reversión de presión la lectura del
palpador de precisión fue 0,00mm, es decir, el desplazamiento corresponde
a una deformación mecánica no permanente debido a la presión interna
aplicada durante la prueba.
4.4. Cambios físicos de la tubería de revestimiento de 9 5/8 in 53,5lb/ft
Como se muestra en l a Fotografía 4-5 se marcó la zona en la que, según el
diseño planificado, se iba a ubicar el Sistema de Colgador Expandible TIW
XPak ® . Las zonas blancas corresponden a la s zonas de elementos de sello (1)
y la zona de elementos de anclaje (2).
La expansión del colgador dentro de la tubería de revestimiento provoca
una deformación radial, para lo cual se realizó la medición del diámetro
externo de la tubería de rev estimiento antes y después de la expansión para
su comparación.
44
2
1
Fotografía 4- 5 Tubería de revestimiento (Antes de expansión)
2 Tello C.) 2
Fuente: Archivo personal (Darwin
El Gráfico 4-13 muestra el diámetro externo de la tubería de revestimiento
antes y después de la expansión del equipo de prueba , se observa que en la
zona de influencia de los elementos de anclaje se produce una mayor
OD (in)
deformación.
9,8
9,7
9,6
9,5
9,4
9,3
9,2
9,1
9,0
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
Longitud (ft)
Antes de expansión
2,5
3,0
3,5
Después de expansión
Gráfico 4- 13 Diámetro externo (Tubería de revestimiento 9 5/8" 53,5lb/ft)
Elaborado por: Darwin Tello C.
En las mediciones físicas realizadas se determinó que la tubería de
revestimiento se deformó un promedio de 0,0 19in en la zona de influencia
de los elementos de sello, mientras que, en la zona de influencia de los
elementos de anclaje se deformó un promedio de 0,032in.
45
El Gráfico 4 -14 muestra la variación porcentual del diámetro externo de
la tubería de revestimiento, la mayor variación es 0,42% la cual ocurre en la
zona de influencia de los elementos de anclaje .
0,45
0,42%
Variación de OD (%)
0,40
0,35
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
Longitud (ft)
2,5
3,0
3,5
Gráfico 4- 14 Variación porcentual de diámetro externo (Tubería de
revestimiento 9 5/8" 53,5 lb/ft)
Elaborado por: Darwin Tello C
46
CONCLUSIONES

El Sistema de Colgador Expandible TIW XPak ® con Número de Serie:
12E02514 se ha tomado como muestra única debido al costo del equipo
y a que las pruebas realizadas son consideradas como un ensayo
destructivo.

El Sistema de Colgador Expandible TIW XPak ® con Número de Serie:
12E02514 demuestra ser funcional como empacadura de tope d e liner,
debido a que, en las dos pruebas de integridad realizadas , la presión
se mantuvo constante durante períodos de 15 minutos lo cual satisface
el criterio de aceptación de la Norma Internacional ISO 14310
Grado V4.

El Sistema de Colgador Expandi ble TIW XPak ® con Número de Serie:
12E02514 demuestra ser funcional como colgador de liner, debido a
que, en la prueba de carga axial realizada se simuló un peso de liner
de 168 520lb el cual es mayor en 39% al máximo peso de liner
instalado (102 076 lbf).

Durante el proceso de expansión del Sistema de Colgador Expandible
TIW XPak ® se utilizó un dispositivo de cizalla para evitar la activación
prematura de la herramienta de asentamiento que teóricam ente debía
ceder a 4 000psi, los registros digital y mecánic o de presión muestran
que la presión máxima que soportó fue 4 093psi evidenciando la
funcionalidad del dispositivo de cizalla utilizado.

Durante el proceso de expansión del Sistema de Colgador Expandible
TIW XPak ® se pudo observar que el cuerpo del colgado r se desplazó
0,75in hacía arriba como se muestra en el Anexo D, el desplazamiento
se debe a la reacción de la fuerza generada durante la ruptura del
dispositivo de cizalla que se utilizó.

El proceso de expansión del Sistema de Colgador Expandible TIW
XPak ® inició a 1 092psi y finalizó a 2 219psi lo que no compromete la
integridad de la tubería de revestimiento de 9 5/8in P -110 que se
utilizó.
47

Al ser un Estudio Técnico de carácter inductivo y en conformidad con
la Norma Internacional ISO 14310 en lo refere nte a cambios de diseño,
se pueden considerar validadas las modificaciones realizadas al
Sistema de Colgador Expandible TIW XPak ® con Numero de Serie:
12E02514 para su aplicación.
48
RECOMENDACIONES

Que las empresas operadoras de campos petroleros , para asegurar el
éxito de las operaciones relacionadas con la instalación de sartas de
tubería
corta
durante
operaciones
de
perforación
o
reacondicionamiento, soliciten a sus proveedores de empacaduras
pruebas basadas en l a Norma Internacional ISO 14310 para garan tizar
que los productos instalados sean funcionales y cumplan con los
estándares de calidad requeridos.

Que, considerando que no está dentro del alcance del presente Estudio
Técnico, se realice una Base de Datos de toda la inform ación
disponible de las pru ebas, tanto ISO 14310 así como API 11D1, que se
hayan realizado a los productos disponibles en el mercado . Esto servirá
de referencia para los usuarios de empacaduras utilizadas en la
industria mundial de petróleo y gas natural .

Que las empresas que emiten Certificados de Conformidad revisen y
actualicen periódicamente , ante el organismo competente, los registros
que los acreditan como tal.
49
BIBLIOGRAFÍA
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Universidad Central del Ecuador. (15 de 11 de 2015). Universidad Central
del Ecuador . Obtenido de http://www.uce.edu.ec/
51
ANEXOS
ANEXO A1: Certificado de conformidad del equipo TIW XPak ® Liner
Hanger asignado para la s pruebas.
52
ANEXO A2: Certificado de conformidad del equipo TIW Tie Back Expander
asignado para las pruebas.
53
ANEXO A3: Certificado de conformidad de la Tubería de revestimiento
asignada para la s pruebas.
54
55
56
57
ANEXO B1: Certificado de calibración (Calibrador para diámetros internos ).
58
ANEXO
B2:
Certificado
de
calibración
externos).
59
(Calibrador
para
diámetros
ANEXO B3: Certificado de calibración (Manómetro 10 000psi).
60
ANEXO B4: Certificado de calibración ( Transmisor de presión).
61
62
ANEXO B5: Certificado de calibración (Transductor de presión).
63
ANEXO B6: Certificado de calibración (Registrador mecánico de presión) .
64
ANEXO C1: PROCEDIMIENTO DE ENSAMBLE, EXPANS IÓN Y PRUEBA
EN SUPERFICIE DEL S ISTEMA DE COLGADOR EXPANDIBLE TIW
XPak ® .
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
ANEXO C2: Análisis de Riesgo del Trabajo (ART) .
78
79
80
ANEXO C3: Permiso de trabajo en frío .
81
ANEXO C4: Registro de asistencia (Charla pre -operacional).
82
ANEXO C5: Registro digital de presión de la prueba de integridad de la
herramienta de asentamiento.
83
ANEXO C6: Registro mecánico de presión de la prueba de integridad de la
herramienta de asentamiento.
84
ANEXO C7: Formato de verificación dimensional (XPak ® Liner Hanger).
85
ANEXO C8: Formato de verificación dimensional (Tie Back Expander) .
86
ANEXO C9: Registro de torque (XPak ® Liner Hanger + RPOB Sub) .
87
ANEXO C10: Registro digital de presión durante el proceso de expansión
del Sistema TIW XPak ® .
88
ANEXO C11: Registro mecánico de presión durante el proceso de expansión
del Sistema TIW XPak ® .
89
ANEXO C12: Registro digital de presión durante la Prueba de Integridad .
90
ANEXO C13: Registro mecánico de presión durante la Prueba de Integridad .
91
ANEXO C14: Registro digital de presión durante la Prueba de Integridad
combinada con la Prueba de Carga Axial.
92
ANEXO C15: Registro mecánico de presión durante la Prueba de Integridad
combinada con la Prueba de Carga Axial.
93
ANEXO D: Especificaciones de Herramientas de Asentamiento Multi -Etapa.
94
ANEXO E: Historial operacional TIW de Venezuela S.A., Sucursal Ecuador.
Longitud de los diferentes liners instalados con el Sistema de Colgador Expandible TIW
XPak®.
5000ft
3 926ft
4000ft
3000ft
2000ft
1000ft
327ft
0ft
max
min
Peso total de los diferentes liners instalados con el Sistema de Colgador Expandible TIW
XPak®.
120000lb
102 076lb
100000lb
80000lb
60000lb
40000lb
20000lb
0lb
8 500lb
max
min
Peso total, considerando el factor de flotabilidad, de los diferentes liners instalados con el
Sistema de Colgador Expandible TIW XPak®.
100000lb
86 489lb
80000lb
60000lb
40000lb
20000lb
7 203lb
0lb
max
95
min
ANEXO D: Fotografías
Sistema de Colgador Expan dible TIW XPak ® .
Sistema de Colgador Expandible TIW XPak ® (Sin elastómeros) para prueba.
96
Herramienta
de
asentamiento
posicionada
dentro
revestimiento.
Área restringida debido a trabajos con alta presión.
97
de
la
tubería
de
Charla pre-operacional co n todo el personal involucrado.
Desplazamiento real de la herramienta de asentamiento posterior a la
expansión.
98
Desplazamiento del colgador posterior a la expansión.
Tope de liner posterior a la expansión.
99
Diámetro interno (nariz) del Tie Back E xpander antes de la expansión.
Diámetro interno (nariz) del Tie Back Expander después de la expansión.
100