universidad central del ecuador facultad de ingeniería en geología
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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: [email protected] 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 Akisanya, A. R., Khan, F. U., Deans, W. F., & Wood, P. (2011). Cold hydraulic expansion of oil well tubulars. International Journal of Pressure Vessels and Piping , 465-472. American Petroleum Institute. (28 de 07 de 2016). API My Committees . Obtenido de http://m ycommittees.api.org/standards/ecs/sc19/Meeting%20Minutes/ 2008/6-packers-may08.pdf Bourgoyne, A., Millheim, K., Chenevert, M., & Young, F. (1991). Applied Drilling Engineering. Richardson: Society of Petroleum Enginners. Bybee, K. (2001). Expandable Tubular Technology: A Year of Drilling Case Histories . Journal of Petroleum Technology , 32-77. Carrera de Ingeniería de Petróleos. (2016). Consejo de Carrera (16 de Junio). Quito. Díaz, A., Chávez, G., Ortega, R., & Vargas, X. (2012). Diseño, Corrida y Cementación de un liner de producción para el pozo Espol -2D. Guayaquil: Escuela Superior Politécnica del Litoral. Gatlin, C. (1960). Drilling and Well Completions. Englewood Cliffs: PRENTICE-HALL, INC. International Organization for Standardization. (2008). Petroleum and natural gas industries -Downhole equipment -Packers and bridge plugs. Suiza. Michieli, C. (14 de 03 de 2016). Tipos de Liner. (D. Tello, Entrevistador) Molina, D. (29 de 01 de 2016). Tipos de Liner. (D. Tello, Entrevistador) Petroleum Extension Service. (2011). A Dictionary for the Petroleum Industry. Austin: The Universit y of Te xas. Rahman, S. S., & Chilingarian, G. V. (1995). Casing Design: Theory and Practice. Amsterdan: Elsevier. 50 Simmons, Y. (2015). Colgador de liner expandible: tecnología de punta permite cementar en zona problemática. PETRÓLEO&GAS, 48-50. TIW Corporation. (2 003). Liner and Packer Seminar. Houston: TIW Corporation. 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
