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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“EVALUACIÓN DE NUEVA TÉCNICA DE CORTE ABRASIVO

DE TUBERÍAS DE PERFORACIÓN EN POZOS ALTAMENTE

INCLINADOS EN CAMPOS PETROLEROS DEL ECUADOR”

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO

DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

Carlos Andrés Romero Villacis

DIRECTOR: Ing. Benjamín Hincapié

Quito, Enero 2015

DECLARACIÓN

Yo CARLOS ANDRÉS ROMERO VILLACIS, declaro que el trabajo

aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado

para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las

referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los

derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la

Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa

institucional vigente.

_________________________

Carlos Andrés Romero Villacis

C.I.: 171924889-8

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2015

Reservados todos los derechos de reproducción

DEDICATORIA

Este trabajo de titulación dedico a Dios por guiarme en el camino correcto en

la vida por todas esas bendiciones que me han llegado en el transcurso de

esta etapa de mi vida por iluminar mi camino y nunca desampararme.

A mi padre mi admiración, por ayudarme a cumplir uno de mis sueños más

grades en la vida, siempre serás mi ejemplo, gracias por ser esa fuerza que

me apoya siempre por ese respaldo que tengo siempre de ti.

A mi madre por hacerme sentir siempre protegido y saber que siempre cuento

contigo en todo momento, por todo el amor que siempre me brindas y por esas

palabras de aliento que siempre me das y los sabios consejos que cada día

me acompañan.

A mis hermanas y hermano por siempre confiar en mí y por tenerme presente

en sus oraciones.

A mis sobrinos lindos ya que ustedes siempre serán mis consentidos, gracias

por todos esos abrazos y palabras de cariño.

A mis amigos por brindarme su apoyo.

AGRADECIMIENTO

A Dios sobre todas las cosas.

A mi familia por siempre estar pendiente de mí y haberme dado todo su

respaldo durante esta etapa de mi vida. Siendo los pilares fundamentales en

mi vida.

Al ingeniero Benjamín Hincapié director de tesis por su paciencia, su tiempo,

sus conocimientos gracias a todo eso he podido finalizar este trabajo de

titulación.

Al ingeniero Fausto Ramos por todos esos consejos, enseñanzas, apoyo y

respaldo que siempre me ha brindado.

Al mis tutores de la línea de Boots and Coots Xavier Alarcón, Johnny Álvarez,

Cesar De La Cadena y Andrés Mendoza. Por toda la paciencia y enseñanza

la cual permitió ayudarme a terminar con éxito este proyecto de titulación.

A Halliburton por brindarme la oportunidad de demostrar mis conocimientos,

capacidades y el soporte necesario.

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

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

1.1. PROBLEMA ...................................................................................... 3

1.2. JUSTIFICACIÓN ............................................................................... 3

1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO ......................................................... 4

1.3.1. GENERAL ................................................................................ 5

1.3.2. ESPECÍFICOS ......................................................................... 5

2. REVICIÓN DE LITERATURA ................................................................. 6

2.1. FUNDAMENTOS TEÓRICOS .......................................................... 6

2.1.1. PERFORACIÓN ....................................................................... 6

2.1.1.1. Sistema de circulación ......................................................... 8

2.1.1.2. Sistema de elevación y rotación ........................................ 10

2.1.1.3. Tuberías en pozos petroleros ............................................ 11

2.1.1.4. Sistema de potencia .......................................................... 11

2.1.1.4.1. Transmisión de potencia mecánica.......................... 12

2.1.1.4.2. Trasmisión de energía o potencia eléctrica ............. 12

2.1.1.5. SISTEMA DE CEMENTACIÓN .......................................... 12

2.1.1.6. Perforación direccional ...................................................... 14

2.1.1.6.1 Ventajas para perforar un pozo direccional .............. 15

2.1.1.6.2. Desventajas de la perforación direccional ............... 18

2.1.2. COILED TUBING .................................................................... 18

2.1.2.1. Elementos de la unidad de Coiled Tubing ......................... 21

2.1.2.1.1. Equipos de seguridad .............................................. 21

2.1.2.1.1.1. Preventor de reventones (BOP) ........................ 22

2.1.2.1.1.2. Stripper Packer .................................................. 24

ii

2.1.2.1.2. Carrete ..................................................................... 26

2.1.2.1.3. Inyector .................................................................... 27

2.1.2.1.4. Cuello de ganso ....................................................... 31

2.1.2.1.5. Cabina de control ..................................................... 32

2.1.2.1.6. El conjunto de potencia (Power pack) ...................... 34

2.1.2.1.7. Consola de controles ............................................... 35

2.1.2.1.8. Remolque y grúa del Coiled Tubing ......................... 35

2.1.2.1.9. El camión bomba ..................................................... 37

2.1.2.1.10. La tubería ............................................................... 37

2.1.2.1.10.1. Materiales de la tubería de Coiled Tubing ....... 38

2.1.2.1.10.2. Peso de la tubería ........................................... 40

2.1.2.1.10.3. Presión en la tubería y en el anular ................. 40

2.1.2.1.10.4. Profundidad y velocidad de la tubería ............. 41

2.1.2.1.10.5. Fatiga y Ovalidad ............................................ 42

2.1.2.1.11. Unidad Batch Mixers .............................................. 44

2.1.2.2. Diseño de la sarta de Coiled Tubing .................................. 45

2.1.2.3. Ventajas del Coiled Tubing ................................................ 45

2.1.2.4. Utilizaciones avanzadas del Coiled Tubing ....................... 46

2.1.2.5. Utilización rutinaria de Coiled Tubing ................................ 47

2.1.2.6. Hidráulica del Coiled Tubing .............................................. 47

2.1.2.7. Software IWI ...................................................................... 49

2.1.3. HYDRA BLAST PRO TOOL ................................................... 55

2.1.3.1. Parámetros de la herramienta Hydra Blast pro Tool .......... 58

2.1.3.1.1. Utilización del Coiled Tubing .................................... 60

2.1.3.1.2. Requisitos de la bomba ........................................... 60

iii

2.1.3.2. Ventajas de aplicar la técnica de corte abrasivo utilizando

Hydra Blast pro Tool ......................................................................... 60

2.1.3.3. Consideraciones antes de realizar corte con Hydra Blast pro

Tool……………. ................................................................................ 61

2.1.3.4. Partes de la herramienta Hydra Blast Pro Tool.................. 61

2.1.3.5. Configuración de los nozzles en la herramienta Hydra Blast

Pro Tool.. ........................................................................................... 63

2.1.4. ATRAPAMIENTO DE TUBERÍA ............................................. 64

2.1.4.1. Problemas de atrapamiento de tubería ............................... 64

2.1.4.1.1. Geometría del pozo ................................................. 65

2.1.4.1.2. Pega diferencial ....................................................... 66

2.1.4.1.3. Empaquetamiento .................................................... 66

2.1.4.1.4. Vibraciones en la sarta de perforación ..................... 66

2.1.4.2. Beneficios de realizar un trabajo de corte de tubería ......... 66

2.1.4.3. Importancia de recuperar la completación de fondo .......... 67

2.1.5. REGISTRO DE PUNTO LIBRE (FREE POINT) ..................... 68

2.1.5.1. Tipos de herramientas para determinar el punto libre ...... 70

2.1.5.1.1. Pipe Stretch ............................................................. 70

2.1.5.1.2. Indicador punto libre (Legacy) ................................ 72

2.1.5.1.3. Herramienta HFPT ................................................... 72

2.1.6. CORTADORES DE TUBERIA ................................................ 73

2.1.6.1. Tipos de Cortadores de Tubería ................................... 73

2.1.6.1.1. Cortador Químicos ............................................... 73

2.1.6.1.2. Cortador Jet con explosivos ................................. 75

2.1.6.1.3. Cortador Mecánico ............................................... 76

iv

3. PARÁMETROS PROCEDIMIENTO Y TÉCNICA PARA REALIZAR UN

CORTE ABRASIVO USANDO LA HERRAMIENTA HYDRA BLAST PRO

TOOL ........................................................................................................... 78

3.1. PARÁMETROS PARA REALIZAR UN CORTE DE TUBERÍA CON

UN SISTEMA ABRASIVO ........................................................................ 78

3.1.2. ANALIZAR EL MATERIAL Y LA RESISTENCIA A LA TENSIÓN DE

LA TUBERÍA QUE SE VA PROCEDER A CORTAR ............................ 78

3.1.2.1. Corte en tubería de perforación ......................................... 80

3.1.2.2. Funciones de la tubería de perforación. ............................ 81

3.1.2.2.1. Grado de acero ....................................................... 81

3.1.2.2.2. Longitud de la tubería de perforación ...................... 85

3.1.2.2.3. Condiciones de uso de la tubería de perforación ..... 85

3.1.2.3 Trabajo de Over Pull para realizar un trabajo de corte de tubería

de perforación ................................................................................... 86

3.1.3. FACTORES PARA LA APLICACIÓN DE LA HERRAMIENTA

HYDRA BLAST PRO TOOL ................................................................. 88

3.1.3.1. Cálculos hidráulicos ........................................................... 88

3.1.3.2. Fricción en la tubería flexible ............................................. 90

3.1.3.3. Análisis granulométrico de corte de materiales ................. 90

3.1.3.4. Desplazamiento de fluidos ................................................. 90

3.1.3.5. Nivel de líquido .................................................................. 91

3.1.3.6. Ejecución del trabajo ......................................................... 91

3.1.3.7. Tamaño de nozzles para realizar un corte ......................... 92

3.1.3.8. Parar las actividades ......................................................... 92

3.1.3.9. Centralización .................................................................... 92

3.1.3.10. Parámetros adicionales para recordar ............................. 92

3.1.4. VELOCIDAD PERMISIBLE EN LA HERRAMIENTA .............. 93

v

3.2. PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR UN CORTE DE TUBERÍA CON

UN SISTEMA ABRASIVO ........................................................................ 95

3.2.1. PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR EL PUNTO LIBRE DE

UNA TUBERÍA ATRAPADA EN UNA PERFORACIÓN ...................... 95

3.2.2. INSTALACIÓN DE LA UNIDAD DE COILED TUBING ........... 97

3.2.3. ANALISIS DE FLUIDO ABRASIVO PARA LA APLICACIÓN EN

LA TÉCNICA DE CORTE ABRASIVO ................................................ 100

3.2.3.1. Análisis de caída de partículas ........................................ 100

3.2.3.2. Análisis de granulometría (Sieve Analisys) ...................... 103

3.2.3.3. Análisis de viscosidad ...................................................... 107

3.2.4. CORTE DE TUBERÍA DE PERFORACIÓN APLICANDO

SISTEMA DE CORTE ABRASIVO ..................................................... 110

3.3. TÉCNICA DE CORTE DE TUBERÍA APLICANDO SISTEMA

ABRASIVO ............................................................................................. 112

3.3.1. FLUIDO OCUPADO EN EL CORTE DE TUBERÍA .............. 113

3.3.1.1. Wash fluid ........................................................................ 114

3.3.1.2. Reducción de la fricción ................................................... 114

3.3.1.3. Centrándose en el efecto ................................................ 114

3.3.1.4. Bombardeo macromolecular ............................................ 115

3.3.1.5. Suspensión ...................................................................... 116

3.3.2. FACTORES DE BOMBEO PARA REALIZAR UN CORTE DE

TUBERÍA ABRASIVO ......................................................................... 116

3.3.2.1. Diseño de presión de bombeo ......................................... 117

3.3.2.1.1. Número de nozzles ................................................ 117

3.3.2.1.2. Densidad del fluido en un corte abrasivo ............... 118

3.3.2.1.3. Caudal aplicado para corte abrasivo ...................... 118

vi

3.3.3. CONFIGURACIÓN DE FONDO DE LA HERRAMIENTA PARA

CORTE ABRASIVO DE TUBERÍA ..................................................... 119

3.3.3.1. Tubería de 1 ½ pulgadas ................................................. 120

3.3.3.2. Roll-on conector ............................................................... 120

3.3.3.3. Conector doble cuñas ...................................................... 120

3.3.3.4. MHA (Motor Hold Assamble) ........................................... 121

3.3.3.4.1. Doble Flapper ........................................................ 121

3.3.3.4.2. Desconector Hidráulico .......................................... 121

3.3.3.4.3. Sub de circulación .................................................. 122

3.3.3.4.4. Disco de ruptura..................................................... 122

3.3.3.5. Centralizador ................................................................... 123

3.3.3.6. Ancla ................................................................................ 123

4. ANÁLISIS TÉCNICO DE LA HERRAMIENTA HYDRA BLAST PRO TOOL

………………………………………………………………………………..125

4.1. POZO X-1 ..................................................................................... 125

4.1.1 CONSIDERACIONES DEL POZO X-1 ................................. 125

4.1.2. BHA DEL POZO X-1 ............................................................ 126

4.1.3. SURVEY DEL POZO ............................................................ 127

4.2. REGISTRO DE PUNTO LIBRE DEL POZO X-1 .......................... 128

4.3. OVERPULL APLICADO A LA SARTA DE PERFORACIÓN DEL

POZO X-1............................................................................................... 130

4.4. FLUIDO OCUPADO EN EL CORTE DE TUBERIA ABRASIVO DEL

POZO X-1............................................................................................... 131

4.5. BHA DE CORTE ABRASIVO CON LA HERRAMIENTA HYDRA

BLAST PRO TOOL ................................................................................ 133

4.6. PRESIONES DE BOMBEO DEL POZO X-1 ................................. 136

vii

4.7. FATIGA DE LA TUBERÍA DEL COILED TUBING EN LA OPERACIÓN

DEL POZO X-1 ....................................................................................... 138

4.8. RESULTADO DE CORTE DE TUBERÍA ...................................... 140

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................... 142

5.1. CONCLUSIONES ......................................................................... 142

5.2. RECOMENDACIONES ................................................................. 144

BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................... 145

ANEXOS .................................................................................................... 147

viii

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Torre de Perforación ...................................................................... 8

Figura 2. Diseño de pozo direccional .......................................................... 15

Figura 3. Plano de la perforación direccional .............................................. 16

Figura 4. Diseño de perforación de pozos direccionales ............................. 17

Figura 5. Aplicación de pozos direccionales ............................................... 17

Figura 6. Ejemplo de uso de la perforación direccional ............................... 18

Figura 7. Unidad de Coiled Tubing .............................................................. 20

Figura 8. Elementos de la unidad de Coiled Tubing .................................... 21

Figura 9. BOP de la unidad de Coiled Tubing ............................................. 22

Figura 10. Rams Ciego y Corte ................................................................... 23

Figura 11. Rams de Agarre y Sello ............................................................. 24

Figura 12.Stripper Packer ........................................................................... 25

Figura 13.Stuffing Box ................................................................................. 26

Figura 14. Carrete ....................................................................................... 27

Figura 15. Cabeza de Inyección .................................................................. 28

Figura 16. V-Bloq ........................................................................................ 29

Figura 17. Cadenas Principales Gripper Chains ......................................... 29

Figura 18. Linear Beam Chains ................................................................... 30

Figura 19. Partes del Inyector ..................................................................... 30

Figura 20. Cuello de ganso ......................................................................... 31

Figura 21. Cuello de ganso ......................................................................... 32

Figura 22.Cabina de control ........................................................................ 33

Figura 23.Conexiones de la cabina de control ............................................ 33

Figura 24. Power Pack ................................................................................ 34

Figura 25. Consola de controles ................................................................. 35

Figura 26. Grúa Transportable .................................................................... 36

Figura 27. Grúa Acoplada ........................................................................... 36

Figura 28. Camión Bomba .......................................................................... 37

Figura 29. Tubería de Coiled Tubing ........................................................... 38

Figura 30. Medidor de peso de la Tubería de Coiled Tubing ...................... 40

Figura 31. Transductores de la unidad de Coiled Tubing ............................ 41

ix

Figura 32. Sensor Óptico de la Unidad de Coiled Tubing ........................... 42

Figura 33. Fatiga de la Tubería de Coiled Tubing ....................................... 43

Figura 34. Fenómeno de doblaje de la tubería de Coiled Tubing ............... 43

Figura 35. Ovalidad de la tubería del Coiled Tubing ................................... 44

Figura 36. Unidad Batch Mixers .................................................................. 44

Figura 37. Grafica de Bombeo Permisible en la Unidad de Coiled Tubing . 48

Figura 38. Pestaña de Fuerza del Software IWI .......................................... 49

Figura 39. Parámetros del Software IWI ..................................................... 51

Figura 40. Proyecto por defecto del Software IWI ....................................... 52

Figura 41. Cálculo de Ajustes del Software IWI .......................................... 53

Figura 42. Coeficientes de fricción .............................................................. 53

Figura 43. Grafica de Fatiga de Tubería del Coiled Tubing ........................ 54

Figura 44. Herramienta Hydra Blast Pro Tool ............................................. 55

Figura 45. Partes de la herramienta Hydra Blast Pro Tool .......................... 62

Figura 46. Registro de Punto Libre ............................................................. 69

Figura 47. Grafica del método de Pipe Stretch ........................................... 71

Figura 48. Herramienta con Centralizadores para Registros Eléctricos ...... 72

Figura 49. Herramienta de Corte Químico .................................................. 74

Figura 50. Explosivos para Corte ................................................................ 75

Figura 51. Herramienta de corte con explosivos ......................................... 76

Figura 52. Cortador Mecánico ..................................................................... 77

Figura 53. Dimensiones y Resistencia de una Tubería 3 ½ pulgadas DP .. 79

Figura 54. Dimensiones y Resistencia de una Tubería 5 ½ pulgadas DP .. 80

Figura 55. Lista de la Tubería Drill Pipe ...................................................... 86

Figura 56. Localización de Punto Libre ....................................................... 96

Figura 57. Unidad de Coiled Tubing en pozo petrolero ............................... 97

Figura 58. Unidad de Coiled Tubing en Locación petrolera ........................ 98

Figura 59. Goma Guar .............................................................................. 101

Figura 60. Análisis Caída de Partículas a Temperatura Ambiente ............ 102

Figura 61. Análisis Caída de Partículas a 180 °F ...................................... 103

Figura 62. Microsand ................................................................................ 104

Figura 63. Tamiz relativo ........................................................................... 104

x

Figura 64. Arena en los Tamices .............................................................. 105

Figura 65. Configuración de los Tamices .................................................. 106

Figura 66. Resultado del Sieve Analysis ................................................... 107

Figura 67. Mixer De Laboratorio ................................................................ 108

Figura 68. Goma Guar WG-11 .................................................................. 108

Figura 69. Medida para análisis de Viscosidad ......................................... 109

Figura 70. Vista Superior del Mixer de Laboratorio ................................... 109

Figura 71. Fluidos Abrasivos expulsado por los Nozzles .......................... 113

Figura 72. Imagen de Reducción de Presión ............................................ 114

Figura 73. Efecto del Uso de Hydra Blast ................................................. 115

Figura 74. Bombardeo Macromolecular .................................................... 115

Figura 75. Bombardeo Macromolecular .................................................... 116

Figura 76. Diseño de presión de bombeo ................................................. 117

Figura 77. Caudal de salida en la herramienta Hydra Blast Pro Tool ........ 119

Figura 78. Roll-on Conector ...................................................................... 120

Figura 79. Doble Flapper .......................................................................... 121

Figura 80. Desconector Hidráulico ............................................................ 121

Figura 81. MHA (MOTOR HOLD ASSAMBLE) ......................................... 123

Figura 82. BHA de perforación pozo X- 1 ................................................. 126

Figura 83. Survey de pozo X-1 .................................................................. 127

Figura 84. Diagrama del pozo X-1 ............................................................ 128

Figura 85. Registro de Punto Libre pozo X-1 ............................................ 129

Figura 86. Over Pull aplicado a sarta del pozo X-1 ................................... 130

Figura 87. Sieve Analisys para el pozo X-1 .............................................. 132

Figura 88. Curva de Sieve Analisys del pozo X-1 .................................... 133

Figura 89. Herramienta Hydra Blast Pro Tool pozo X-1 ............................ 134

Figura 90. Herramienta Hydra Blast Pro Tool pozo X-1 ............................ 135

Figura 91. Funcionamiento de la Herramienta Hydra Blast Pro Tool en fondo

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

Figura 92.Gráfico de presión de caída de la herramienta en el pozo X-1 . 137

Figura 93. Eventos del corte de tubería del pozo X-1 ............................... 138

Figura 94. Fatiga inicial de la tubería de Coiled Tubing ............................ 139

xi

Figura 95. Fatiga final de la unidad de Coiled Tubing ............................... 140

Figura 96. Resultado del corte de tubería DP 5 ½ pulgadas ..................... 141

Figura 97. Resultado de corte de tubería DP 5 ½ pulgadas ..................... 141

xii

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Características de la Tubería de Acero Convencional ................... 39

Tabla 2. Características del acero templado y caliente ............................... 39

Tabla 3. Especificaciones de la Herramienta Hydra Blast Pro Tool............. 57

Tabla 4. Parámetros de los nozzles ............................................................ 63

Tabla 5. Grados de acero según la perforación .......................................... 82

Tabla 6. Grado de acero de la tubería de perforación ................................. 84

Tabla 7. Cálculos hidráulicos de la herramienta Hydra Blast Pro Tool ........ 89

Tabla 8. Descripción de aditivos para análisis de viscosidad .................... 107

Tabla 9. Análisis de viscosidad.................................................................. 110

Tabla 10. BHA de corte de tubería ............................................................ 111

Tabla 11. Parámetros del Desconector hidráulico ..................................... 122

Tabla 12. Fluido ocupado en el pozo X-1 .................................................. 131

Tabla 13. BHA de corte del pozo X-1 ........................................................ 134

xiii

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 1. Survey del pozo X-1 ................................................................... 147

Anexo 2. Máxima tensión en la punta del Coiled Tubing .......................... 148

Anexo 3. Máximo peso a aplicar en la punta del Coiled Tubing ................ 149

Anexo 4. Interface IWI ............................................................................... 150

Anexo 5. Propiedades de fricción de la Goma Guar ................................. 151

Anexo 6. Viscosidad vs concentración de Goma Guar ............................. 152

Anexo 7. Tiempo de hidratación de la Goma Guar ................................... 153

xiv

RESUMEN

El presente trabajo de titulación nos ayudara a entender que es un corte de

tubería y el motivo por el cual se aplica, Las ventajas de ocupar una nueva

tecnología que usa un fluido abrasivo al momento de cortar tuberías

principalmente de perforación petrolera, los equipos necesarios para poder

realizar el corte como son: La unidad de Coiled Tubing, La unidad de Batch

Mixers el camión bomba y el Hydra Blast Pro Tool.

La unidad de Coiled Tubing es necesaria para realizar este trabajo debido a

que permite llegar a altos ángulos de inclinación y la tubería de Coiled Tubing

esta adecuada para deslizarse por el interior de la tubería de perforación. En

esta investigación se indica las partes del Coiled Tubing, las ventajas y el

software que ocupa el equipo.

La herramienta Hydra Blast Pro Tool que hace posible realizar cortes de

tubería con fluido abrasivo, los parámetros de la herramienta, las ventajas de

aplicar la técnica de corte abrasivo utilizando esta herramienta y los factores

de aplicación.

En el presente trabajo analizaremos el procedimiento para realizar un corte de

tubería utilizando un sistema abrasivo, se mostraran las causas de un

atrapamiento de tubería de perforación, como interpretar un registro eléctrico

de punto libre, los parámetros de la tubería y el tipo de fluido que se utiliza

para realizar un corte abrasivo.

Finalmente se presenta un análisis técnico, conclusiones y recomendaciones

que ayudaran a la aplicación de esta nueva tecnología en futuros trabajos de

corte abrasivo.

xv

SUMMARY

The present work of titulation will help us understand what is a piping cutting

and why apply, The advantages of occupying a new technology that used an

abrasive fluid when cutting pipes mainly of drilling, the equipment’s needed to

make the cut are: the unit of Coiled Tubing, the unit of batch mixers, pump

truck and hydra Blast pro tool.

The unit of coiled tubing is necessary for this work, Because it allows to reach

high angles of inclination and the pipe of the unit of coiled tubing is suitable to

slide inside the drill pipe. In this research are indicated the parts of Coiled

Tubing, the advantages and the software that occupies the unit.

The Hydra Blast Pro Tool makes it possible to a piping cutting with fluid

abrasive Analyzing the following: the tool parameter, the advantages of apply

the technique of cut abrasive using this tool, and the factors to apply.

The present work, Analyze the process for make a piping cutting using an

abrasive system, indicate the reasons of piping entrapment of drilling, How

interpreted an electric log of free point, the pipe parameters and the type of

fluid used to perform abrasive cutting.

Finally, we present a technical analysis, conclusions and recommendations

that will assist in the application of new technology in future works of abrasive

cuttin

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

La necesidad de la industria petrolera Ecuatoriana en busca de nuevos

métodos que puedan dar soluciones rápidas, seguras y de una inversión

moderada ha dado origen a que se creen nuevas tecnologías las cuales

permitan obtener buenos resultados.

La perforación de pozos petroleros es una técnica la cual permite realizar

hoyos en la tierra utilizando brocas y tuberías de perforación un BHA completo

para luego poder producir el hidrocarburo. En la actualidad se utiliza la técnica

llamada perforación direccional la cual permite construir pozos con altos

ángulos de inclinación.

Cuando realizamos una perforación direccional existen inconvenientes los

cuales están relacionados al alto grado de inclinación del pozo, como lo es el

atrapamiento de la tubería que debido a realizar viajes de perforación tiende

a quedar atrapada en el ángulo máximo del pozo direccional esto se debe a

la rigidez del BHA al no aceptar cambios drásticos en la geometría del pozo.

En la industria petrolera ecuatoriana no se ha encontrado un método que

permita realizar cortes óptimos en tuberías de perforación de diferente

diámetro y espesor por lo cual esta herramienta ha sido desarrollada para

realizar este tipo de trabajo.

El siguiente trabajo se enfoca en una nueva técnica que permite cortar la

tubería de perforación en pozos petroleros altamente inclinados, donde

existiere una pega de tubería y esta se quede atascada.

2

Por esta razón la selección de un sistema de corte adecuado es muy

importante para poder así obtener resultados positivos y que el cliente se

sienta satisfecho por el trabajo realizado en el mismo.

Con el fin de buscar soluciones a los problemas de atrapamientos de tuberías

de perforación en el Ecuador, la técnica de corte abrasivo aplicado en tuberías

ha resultado la que han tenido mayor éxito. Siendo así que el corte sea el más

rentable al momento de retirar un pescado.

Esta técnica ha sido la única en dar una solución al momento de realizar un

corte en la tubería de perforación. Evitando así soluciones más costosas como

realizar un sidetrack. Se emplea una unidad de Coiled Tubing la cual es la

mejor manera de ingresar dentro de la tubería de perforación y realizar el

corte abrasivo.

El aplicar una técnica netamente efectiva al momento de realizar un trabajo

de pesca es muy importante ya que esto implica: Gasto al rentar equipos de

perforación y pérdida parcial o total de la herramienta.

El objetivo de este trabajo es mostrar la aplicación de una nueva técnica de

corte abrasivo en tuberías de perforación petrolera en pozos altamente

inclinados, y también mostrar cual es la mejor técnica que podemos ocupar

para poder llegar a altos ángulos de inclinación donde la unidad de cable y las

tuberías enroscadas no pueden llegar y que pueda deslizarse por el interior

de la tubería sin ningún problema.

La herramienta Hydra Blast Pro Tool hasta el momento ha sido la única

tecnología que ha podido cortar abrasivamente tuberías de perforación.

El principio de esta herramienta de corte abrasivo se basa en una mezcla de

geles y arena la cual a una alta presión será bombeada de forma continua por

unos nozzles los cuales funcionaran como jets y esta cortara la tubería de

perforación desde la parte interior de la tubería, esta mezcla será bombeada

y trasportada desde superficie por la unidad de Coiled Tubing la cual estará

estratégicamente adecuada, la fuerza del chorro está orientado a cortar las

3

paredes de la tubería interna realizando un corte en el metal de forma

trasversal.

1.1. PROBLEMA

El perder herramientas y tuberías ocupadas en la perforación de un pozo es

una perdida económicamente alta, el ocupar técnicas como realizar un pozo

de re-entrada resultaría un gasto mayor el cual la pesca de la herramienta

seria la idea principal. El problema al tratar es ¿Qué sucede cuando existe un

entrampamiento del BHA de perforación en las diferentes secciones?

En pozos altamente inclinados no se puede ocupar una unidad de cable ni

tampoco tubería enroscada por lo cual tenemos que buscar una técnica que

pueda deslizarse por el interior de la tubería de perforación.

Hay que analizar parámetros que pueda ayudar a saber si el realizar un corte

en el BHA de perforación facilitara un posterior trabajo de pesca de la

herramienta. Se tiene que considerar si al ser una tubería de considerable

espesor el corte es posible realizarlo.

1.2. JUSTIFICACIÓN

La perforación de pozos petroleros es una actividad la cual es necesaria para

poder aumentar la producción petrolera. En la actualidad por consideraciones

ambientales se realiza la técnica de perforación direccional la cual es más

compleja que la vertical. Cuando se realiza una perforación direccional el

construir y realizar viajes por un ángulo de inclinación es muy complicado.

Imaginemos que en el pozo X se quede atascado el BHA y por más que

tensionamos la tubería no obtenemos sacarla y necesitamos cortarla para

4

evitar la fatiga de todo el ensamblaje de fondo. La herramienta Hydra Blast

Pro Tool propone una solución rápida y segura la cual permite cortar la tubería

de perforación, producción entre otro tipos de tuberías, utilizando un equipo

de Coiled Tubing el cual es esencial para este tipo de trabajos ya que la

tubería del Coiled Tubing es flexible, se adapta a altos ángulos de inclinación

y puede deslizarse de manera óptima por el interior de la tubería de

perforación.

Esta técnica en pionera en cortes de tubería en el Ecuador se realiza desde

el año 2014 por lo cual ha tenido un grado de confianza muy alto por parte de

las empresas que requieren el servicio de corte de tubería.

El objetivo principal de este trabajo es mostrar cómo esta técnica de corte

abrasivo realiza cortes en la tubería de perforación y permite facilitar un

posterior trabajo de pesca del BHA.

Cabe mencionar que esta técnica es muy amigable con el medio ambiente al

no ocupar un volumen de agua considerable. Siendo este un parámetro muy

importante al momento de realizar un trabajo.

Este trabajo servirá como un ejemplo base el cual permita ser una opción para

realizar cortes de tuberías en trabajos futuros y ser una respuesta a una

necesidad al momento de realizar una pesca de herramientas.

1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO

A continuación se presentan los objetivos que se propone alcanzar con el

presente trabajo:

5

1.3.1. GENERAL

Evaluar la técnica de corte abrasivo mediante la herramienta Hydra Blast Pro

Tool en tuberías de perforación de pozos altamente inclinados en campos

petroleros del Ecuador.

1.3.2. ESPECÍFICOS

- Analizar el principio y el funcionamiento de la herramienta de corte

abrasivo Hydra Blast Pro Tool.

- Analizar el origen y las causas del entrampamiento del BHA de

perforación.

- Determinar las ventajas de utilizar la técnica de corte abrasivo

utilizando la herramienta Hydra Blast Pro Tool en pozos petroleros con

alto grado de inclinación.

6

CAPITULO II

2. REVICIÓN DE LITERATURA

A continuación se procede a realizar el marco teórico donde se podrá observar

el fundamento del presente trabajo:

2.1. FUNDAMENTOS TEÓRICOS

En las siguientes definiciones podemos explicar de manera clara que es una

perforación direccional cuales son los tipos, las causas por las que se origina

la pega de tubería, El de corte de tubería mediante Coiled Tubing y cuál es la

herramienta y la técnica que ocupamos para poder cortar la tubería para un

posterior trabajo de pesca.

2.1.1. PERFORACIÓN

Es la única técnica para saber si realmente hay petróleo en el sitio donde una

anterior investigación geológica propone que existiría una acumulación de

hidrocarburos; es mediante la perforación de un agujero en la corteza terrestre

hasta la profundidad donde se presume que se encuentra el yacimiento,

permitiendo así la comunicación entre la acumulación del hidrocarburo y la

superficie.

En los primeros días de la industria del petróleo se usaba un método de

perforación conocido con el nombre de sistema de percusión, donde la

perforación se realizaba por medio de un punzón. En la actualidad este

7

método ha sido reemplazado por el sistema rotativo para triturar formaciones

duras.

El sistema que se emplea en Ecuador, es el de la perforación rotaria, el cual

se perfora un agujero haciendo girar la sarta de perforación conectada a una

broca A medida que se profundiza el pozo se va agregando nuevos tramos de

tubería. Los cortes o pedazos de formación que son triturados en la

perforación son levantados por un fluido (lodo) que circula hacia abajo por el

interior de a tubería y sale a través de los orificios o jets de la broca y regresa

a la superficie por el espacio anular. En la superficie, el fluido que sale del

pozo se pasa por un tamiz vibratorio donde se eliminan los productos de la

perforación y después son tratados en superficie para volver a ser inyectados

siendo así un sistema cerrado.

El tiempo de perforación de un pozo petrolero dependerá de la profundidad

programada, determinar si será vertical, direccional u horizontal, también

dependerá de las condiciones geológicas del subsuelo.

De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se

van a atravesar y las condiciones propias de la formación, se selecciona un

equipo de perforación óptimo.

Una perforación cuenta básicamente con los siguientes sistemas:

Sistema de circulación.

Sistema de elevación y rotación.

Sistema de potencia

Sistema de Cementación

8

Figura 1. Torre de Perforación

2.1.1.1. Sistema de circulación

Un sistema de circulación es aquel en donde se prepara, almacena, bombea,

inyectada y circula permanentemente el fluido de perforación. El fluido de

perforación es generalmente un “lodo” y es una mezcla de arcillas con agua o

con petróleo y otros aditivos químicos. Los lodos de perforación son únicos

para cada perforación, ya que sus propiedades dependen de la roca del

yacimiento, presión y temperatura.

El lodo es inyectado por los conductos internos de la sarta de perforación y la

broca a través de la unión giratoria, ascendiendo por el espacio anular entre

la tubería y las paredes del hueco. El material que saca sirve para tomar

muestras y saber que capa rocosa se está atravesando y si hay indicios de

hidrocarburos.

9

Las funciones del lodo de perforación son las siguientes:

Levantamiento de recortes: El lodo de perforación debe trasportar con

eficiencia los derrumbes de recortes hacia la superficie, evitando la

acumulación de recortes lo cual incrementaría el torque y la presión

hidrostática, pudiendo ocasionar pega de la sarta de perforación,

disminución de porcentaje de penetración y perdidas de circulación.

Lubricación y enfriamiento: Debido al aumento de temperatura

ocasionada por la rotación y el rozamiento contra las paredes del pozo.

La broca tiene que ser enfriada para poder así tener un mejor

rendimiento y una vida prolongada.

Prevención de manifestaciones o brotes: El lodo de perforación debe

tener un peso que servirá mantener controlada la contrapresión de gas

o petróleo evitando el movimiento desde la formación hacia el hoyo.

Soporte a las paredes: El lodo debe soportar el espacio vacío que ha

formado la broca soportando así la formación, se va formando una

costra de lodo o torta para así poder mantener las paredes de la

formación.

Si el lodo de perforación no está en movimiento debe tener la capacidad

de adquirir una estructura gelatinosa para evitar que se depositen en el

fondo del hoyo los derrumbes y recortes que trasporta.

Este al ser un sistema cerrado esta intercomunicado por:

Zarandas: Mecanismo vibratorio que sirve para poder separar los

cortes de diferente diámetro hechos por la perforación del pozo.

Desgasificadores: Separa el gas que pueda contener el fluido de

perforación.

10

Desarenador/desarcillador: Dispositivos empleados para la

separación de granos de arena y partículas de arcilla del fluido de

perforación.

Centrifugas: Equipo usado para la separación mecánica de solidos

de elevado peso específico suspendidos en el fluido de perforación.

Embudo de mezcla: Esta parte se emplea para agregar aditivos

pulverizados al fluido de perforación.

Bombas reciprocantes: Encargadas de circular el fluido

reacondicionado desde los tanques hacia la sarta de perforación y

extraer el fluido con los recortes y los componentes contaminantes

de las formaciones atravesadas por el espacio anular.

2.1.1.2. Sistema de elevación y rotación

El sistema de elevación y soporte consiste en una estructura capaz de

soportar y elevar para realizar los respectivos viajes de perforación que están

pre dispuestos (Malacate, block viajero y cable de acero).

El sistema rotativo está formado por una unión giratoria, la sarta de

perforación, la mesa rotaria y la broca con incrustaciones de carburo de

tungsteno. La unión giratoria tiene tres funciones: soportar pes, permitir la

rotación y como conexión para que el lodo de perforación pase hacia la

tubería.

La sarta se encuentra compuesta por las tuberías el porta barrena. Las

tuberías pueden dividirse en dos tipos: las botellas encargadas de

proporcionar peso y dirección a la broca además de recibir y trasmitir el torque

abastecido por la mesa rotaria y la tubería de perforación (Drill Pipe). Existen

también HWDP (Heavy Weight Drill Pipe) consideradas por algunas personas

como tuberías de perforación y usadas como elementos de transición entre

las dos tuberías anteriores.

11

2.1.1.3. Tuberías en pozos petroleros

La perforación de un pozo se realiza por etapas, de tal manera que el tamaño

del pozo en la parte superior es ancho y en la parte inferior angosto

A medida que se progresa la perforación se inserta tramos de tuberías de

acero para proteger el pozo de derrumbes ocasionados por las fuerzas que

se producen en las formaciones, por los equipos introducidos en el pozo, por

las zonas no consolidadas (arenas, ripios), las filtraciones o cualquier otro

problema propio de perforación. Las tuberías son adosadas al terreno con

cemento especial que se inyecta a través de la tubería y se desplaza en

ascenso por el espacio anular donde se solidifica.

Al finalizar la perforación de un pozo queda entubado desde la superficie hasta

el final de la perforación, la cual garantizara una estabilidad absoluta y podrá

permitir que pase por el interior una tubería donde se producirá el

hidrocarburo.

2.1.1.4. Sistema de potencia

Motores: Es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que

requiere todo el proceso de perforación.

Anteriormente solía componerse por enormes calderas y motores a vapor,

pero por razones de seguridad y espacio fue sustituido por motores diésel que

son de reducido tamaño y de mucha más eficacia.

El sistema de potencia es constituido básicamente por motores de combustión

interna, estos son los encargados de generar fuerza o energía requerida a

todos los componentes del taladro, la mayoría de los motores son tipo diésel,

la cantidad de motores que se ocupe dependerán de las especificaciones del

taladro la distribución de energía en un taladro es eléctrica o mecánica.

12

2.1.1.4.1. Transmisión de potencia mecánica

La fuerza que se trasmite de los motores es trasmitida a componentes

mecánicos, a través de uniones hidráulicas o convertidores de torsión

utilizando poleas o cadenas

2.1.1.4.2. Trasmisión de energía o potencia eléctrica

Se utilizan motores los cuales ocupan combustible para generar energía

eléctrica, estos proporcionan energía a grandes generadores eléctricos.

Los generadores eléctricos trasmiten toda esa energía a través de cables al

engranaje eléctrico de conmutadores y de control. Proporcionando así

electricidad que estará conectada a diferentes equipos como las bombas de

lodo, malacate y otros componentes que ocupen electricidad.

2.1.1.5. SISTEMA DE CEMENTACIÓN

Durante la perforación de un pozo petrolero es necesario proteger el agujero

con tuberías de revestimiento las cuales son cementadas o adheridas a la

pared del pozo esta cementación sirve para:

Aislar arenas productoras e impedir el paso de fluidos no deseados.

Aislar problemas que existen detrás de la tubería.

Proteger la tubería de revestimiento contra la corrosión que se puede

provocar en la perforación.

Sujetar la tubería de revestimiento al hueco.

El cemento puede ser colocado en una o varias etapas. La operación de

cementación primaria de las tuberías de revestimiento consiste en bombear

13

por la tubería de revestimiento un tren lavador, un tren de espaciador, una

lechada de cemento, un espaciador y posteriormente el desplazamiento

calculado para alcanzar la presión final requerida.

Se debe de considerar el tipo de trenes de fluidos que vamos a considerar ya

sea este espaciador o de lavado ya que la mayoría de lodos no son

compatibles con salmueras de limpieza.

Los principales materiales usados para la cementación en la industria

hidrocarburifera son:

Cemento Pórtland (Clase API: A, C, H y G): Material compuesto de

óxido de calcio sílice y alúmina.

Escoria de alto Horno (Blast Furnace Slag o BFS)

Puzolana (ASTM tipos C y F): Materiales de sílice o sílice/alúmina que

reaccionan con el hidróxido de calcio (cal) y agua para formar un

cemento estable pudiendo ser naturales o sintéticas.

A la lechada se le agrega diversos aditivos para modificar el tiempo de

fraguado, las propiedades reológicas, filtrantes y la densidad.

Entre algunos tipos de aditivos tenemos:

Aceleradores.

Retardantes.

Aditivos de control de pérdida de fluido.

Extendedores.

Agentes densificantes.

Activadores de escorias.

Dispersantes.

14

2.1.1.6. Perforación direccional

El origen de la perforación direccional tuvo sus primeros inicios alrededor de

la década veinte. En el año 1930 se perforo el primer pozo direccional

controlado en Huntington Beach, California.

La tecnología de la perforación direccional es el proceso de direccionar el pozo

a lo largo de trayectoria hacia un objetivo planteado, ubicado a cierta distancia

lateral de la locación superficial del equipo de perforación. En los inicios la

perforación direccional surgió como una operación de remedio

considerándose una técnica de estimulación al yacimiento, comprende

aspectos tales como: Tecnología de pozos horizontales, de alcance extendido

y multilaterales, el uso de herramientas que permiten determinar la inclinación

y dirección de un pozo direccional durante la perforación del mismo (MWD),

estabilizadores y motores de fondo, barrenas bicentricas entre otros.

Con regularidad el control de la desviación es otro concepto que se relaciona

con la perforación direccional. Se define como el proceso de mantener al

agujero dentro de algunos limites predeterminados, relativos al ángulo de

inclinación o al desplazamiento horizontal con respecto a la vertical o ambos.

15

Figura 2. Diseño de pozo direccional

(Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating Instructions

Manual., 2014)

2.1.1.6.1 Ventajas para perforar un pozo direccional

La necesidad de la industria hidrocarburifera a buscar nuevas técnicas las

cuales puedan ser de ayuda utilizando la perforación direccional como por

ejemplo consideraciones económicas, problemas en la perforación y pozos de

re-entrada entre otras aplicaciones.

Pozos de reentrada:

Pozos de alcance extendido: En la actualidad necesitamos realizar

pozos de largo alcance horizontal para poder así no invadir espacios

los cuales no esté dispuesto para asentar una plataforma.

16

Consideraciones Ambientales: Los pozos direccionales ha sido una

tecnología revolucionaria la cual ha ahorrado espacio en superficie y

así la creación de well- pads.

Locaciones inaccesibles: Existen casos los cuales el hidrocarburo se

encuentra en por debajo de domo salino, en lugares donde la

formación se encuentre fallada o el hidrocarburo se encuentre en una

locación la cual por motivos ambientales o de seguridad no se pueda

perforar.

Sidetrack: Aplicamos este tipo de tecnología cuando observamos la

existencia de un pescado y queremos utilizar el pozo ya construido

para crear otro utilizando una deviación en la zona deseada.

Ahorro de espacio en superficie: En la actualidad la actividad

hidrocarburifera ha sido muy controlada en los últimos años, esta

actividad debe menores impactos ambientales para su explotación.

Mayor radio de drenaje en pozos horizontales: El tener un mayor radio

de drenaje ayuda a tener una mayor producción entrada directamente

en el yacimiento.

Figura 3. Plano de la perforación direccional

(Diseño de la perforación de pozos)

17

Figura 4. Diseño de perforación de pozos direccionales


Figura 5. Aplicación de pozos direccionales


18

Figura 6. Ejemplo de uso de la perforación direccional


2.1.1.6.2. Desventajas de la perforación direccional

Tiempo de perforación: Usualmente la perforación direccional es más

lenta que la vertical debido a que hay que tener cuidado en la etapa de

construcción en la zona de desviación, realizando con mayor

regularidad paradas y se tiene una baja tasa de penetración.

Costos de operación: Al tener un mayor tiempo de perforación

aumentaran los costos de la perforación.

2.1.2. COILED TUBING

El Coiled Tubing es una técnica mediante la cual una tubería continúa y de

diámetro pequeño es conectada a equipos de superficie para realizar trabajos

de reacondicionamiento de pozos, limpieza, perforación, cortes de tubería,

19

molienda, pesca, estimulaciones, control de agua, squeeze, registros

PLT/RMT, limpieza de arena y corrida de completaciones.

Es una unidad integrada que permite viajar dentro y fuera del hoyo con una

sarta continua de tubería, con capacidad de soportar altas velocidades y altas

presiones. Consta de varios equipos de superficie los cuales son

potencialmente hidráulicos esta técnica se la puede realizar en on-shore y off-

shore, la tubería de Coiled Tubing es generalmente construida de una

aleación a base de carbón y permite el trato de esta misma como tubería PVC

que posee característica que implica resistencias a altas temperaturas,

flexibilidad y anti oxidación. Los diámetros de la tubería del Coiled Tubing

generalmente varían entre 0,75 y 3,0 pulgadas las longitudes exceden los

30000 pies en acero que soportan fuerzas desde 55000 PSI hasta 120000 psi.

Las unidades de Coiled Tubing van clasificadas dependiendo de su capacidad

de carga

15 K

30 K / 38 K

60 K

80 K

V95HP QR

100 K

V135HP

El sistema de Coiled Tubing no requiere un equipo extra de

reacondicionamiento de pozos. Esta unidad permite la inyección de fluidos de

forma continua mientras continua en constante movimiento la tubería flexible

del Coiled Tubing.

20

Figura 7. Unidad de Coiled Tubing

Un Coiled Tubing es una unidad portátil diseñada para bajar y sacar tubería

flexible de los pozos, los Coiled Tubing operan con energía hidráulica.

Pueden operar con el pozo vivo lo que le da varias ventajas:

- Evita el costo de la pérdida de la producción.

- Reduce el daño de la formación en los tratamientos.

- Reduce los costos de volver a colocar el pozo en producción.

- Evita tiempo de sacar y bajar Tubing.

- Versatilidad (operación con diferentes herramientas)

21

2.1.2.1. Elementos de la unidad de Coiled Tubing

La unidad de Coiled Tubing está compuesta por un conjunto completo de

equipos necesarios para llevar a cabo actividades estándar en el campo en

operaciones con tubería continua. Esta unidad llamada Coiled Tubing es una

unidad de servicios petroleros portátil la cual utiliza como principio la fuerza

motriz, esta unidad trasportable puede ser on-shore y off-shore.

Figura 8. Elementos de la unidad de Coiled Tubing

(Association of Coiled Tubing, 2007)

Los componentes básicos del Coiled Tubing son los siguientes:

2.1.2.1.1. Equipos de seguridad

Consiste en dos componentes principales

-BOP o preventor de reventones

-Stripper packer

22

2.1.2.1.1.1. Preventor de reventones (BOP)

El preventor de reventones nos ayuda para poder controlar cualquier presión

que pudiere venirse del pozo inesperadamente, Equipo de control del pozo

que cuenta con diferentes RAMS, el preventor de reventones del Coiled

Tubing necesita realizar las siguientes funciones:

• Sellar el hueco abierto.

• Cortar la tubería.

• Sella alrededor de la tubería.

• Sujetar la tubería.

• El preventor de reventones está compuesto por 4 rams hidráulicos que

soportan una presión de hasta 10000 psi.

Figura 9. BOP de la unidad de Coiled Tubing

23

El BOP para tubería enrollada permite que la tubería sea enrollada con

presiones hasta de 10000 psi los rams que posee el BOP de Coiled Tubing

son:

• Rams Ciegos (Blind)

• Rams Cortadores (Cutter)

• Rams de Agarre (Slip)

• Rams de Sello (Tubing)

Figura 10. Rams Ciego y Corte

24

Figura 11. Rams de Agarre y Sello

2.1.2.1.1.2. Stripper Packer

Es una herramienta de presión con elastómeros que permiten el sello,

operado hidráulicamente que soporta la presión del pozo y lo mantiene bajo

control en condiciones dinámicas. (mientras el Coiled Tubing entra o sale del

pozo)

25

Figura 12.Stripper Packer

2.1.2.1.1.2.1. Stuffing Box

La función es crear un sello dinámico alrededor del Coiled Tubing mientras se

mueve se permite el cambio de los elementos sellantes sin retirar el Coiled

Tubing esta herramienta es energizada por la presión del pozo, en esta parte

se encuentra instalado el stripper packer.

26

Figura 13.Stuffing Box

2.1.2.1.2. Carrete

Es una bobina de diferente diámetro usada para enrollar hasta 26000 pies de

tubería. Este diámetro se escoge con el fin de minimizar el diámetro de

enrollado, carrete cumple las siguientes funciones:

• Almacena la tubería

27

• Deben mantener tensión en la tubería en todo momento

• El swivel le permite girar y mantener el bombeo al tiempo

• Diámetro interno según el diámetro de la tubería

• Diseños de tierra y Offshore

Figura 14. Carrete

2.1.2.1.3. Inyector

Es el equipo llamado inyector o cabeza de inyección es una de las partes

principales del Coiled Tubing, Este componente es usado para suministrar en

superficie la fuerza necesaria para introducir, soportar y retirar la tubería del

Coiled Tubing, el inyector está compuesto por cadenas con movimiento

opuesto V-Block estas soportan peso a la tubería y de las herramientas de

28

fondo, también cumple la función de empujar la tubería activando

hidráulicamente los Liners beam aplican presión a la tubería, los roller chain

alrededor de los liners beam trasmiten carga a los gripper blocks y estos a la

tubería, el gripper block es montado en cadenas de acero endureciendo con

movimiento opuesto, los motores hidráulicos, gemelos y bi-direccionales rotan

opuestos en la parte superior, la capacidad de tensión máxima se define en el

nombre del inyector ejemplo 30k tensiona 30000 lb.

Figura 15. Cabeza de Inyección

(Halliburton, 2014)

29

Figura 16. V-Bloq

(Halliburton, 2014)

Figura 17. Cadenas Principales Gripper Chains

(Halliburton, 2014)

30

Figura 18. Linear Beam Chains

(Halliburton, 2014)

(Halliburton, 2014)

Cadenas principales

(gripper) Linear beam

chains Gripper

Blocks Figura 19. Partes del Inyector

31

2.1.2.1.4. Cuello de ganso

Esta es una guía curvada en arco que alimenta de tubería enrollada del rollo

de tubería dentro de la cabeza de inyección, este es un punto de izaje para

levantar con inyector sin (BOP), siempre un cuello de ganso debe ser 48 veces

más que el diámetro de la tubería siendo por ejemplo 72° si tenemos una

tubería de 1.5 pulgadas.

Figura 20. Cuello de ganso

32

Figura 21. Cuello de ganso

2.1.2.1.5. Cabina de control

En esta parte es la cual el operador del equipo monitorea y controla las

funciones principales de la unidad de Coiled Tubing, incluyendo los de los

siguientes equipos: Motor, Inyector, Carrete, Stripper y BOP y parámetros

tales como:

Presión anular

Presión Coiled Tubing

Peso

Profundidad

Caudal

RPM del motor

Aquí se encuentra el sistema de adquisición de datos, registro y

seguimiento de la operación del Coiled Tubing.esta parte del equipo

bombas hidráulicas manuales que pueden suministrar presión de

emergencia a diferentes sistemas del CT

33

CONECTORES

ACUMULADORES

Figura 22.Cabina de control

(Halliburton Departamento Electrónico / IEM)

Figura 23.Conexiones de la cabina de control


34

2.1.2.1.6. El conjunto de potencia (Power pack)

Hay equipos que varían entre Desde 230 a 430 HP potencia necesaria para

suministrar toda la presión y el flujo hidráulico para operar el Coiled Tubing

incluyendo la grúa. Se necesita una gran potencia hidráulica y neumática para

operar la unidad de Coiled Tubing ayudando así a todos los componentes. La

unidad potencial hidráulica Consiste de un motor , bombas hidráulicas y

control de presión hidráulica, este varía de acuerdo a la necesidad que se

necesite con esto se mueve el carrete el inyector las bombas de fluido y demás

equipos Las unidades de Coiled Tubing están equipadas con motores que

funcionan usualmente con un motor a diésel que mueve diferentes bombas

hidráulicas, Usualmente tiene su propio tanque de diésel por separado,

además este equipo puede estar separado o conectado con el motor del

cabezote o tractor.

Figura 24. Power Pack


35

2.1.2.1.7. Consola de controles

La consola de control tiene como todos los indicadores y controles necesarios

para operar y monitorear en taladro, levantar o bajar sarta, cambiar la

velocidad, controlar la presión de cabeza de pozo.

Figura 25. Consola de controles


2.1.2.1.8. Remolque y grúa del Coiled Tubing

Esta unidad ayuda al trasporte de la unidad de Coiled Tubing hasta la locación

ya sea esta on-shore u off-shore.

El objetivo principal es poder montar el BOP el stripper y la cabeza de

inyección y así tener soporte al momento de realizar el trabajo.

36

Figura 26. Grúa Transportable

(Halliburton, 2014)

Figura 27. Grúa Acoplada

37

2.1.2.1.9. El camión bomba

Esta unidad se encarga de bombear el fluido a alta presión HT. (Horizontal

Triplex)

Figura 28. Camión Bomba

2.1.2.1.10. La tubería

La fábrica de Coiled Tubing involucra varios pasos. La siguiente es una visión

de los componentes clave involucrados en el proceso de fabricación:

Materia prima para el Coiled Tubing

Fabricación de Coiled Tubing

Comportamiento mecánico de Coiled Tubing

38

Diseño de una sarta de Coiled Tubing

Herramientas de inspección de Coiled Tubing

Reparaciones y uniones

Alternativas de acero y al carbón en el Coiled Tubing

Figura 29. Tubería de Coiled Tubing

2.1.2.1.10.1. Materiales de la tubería de Coiled Tubing

La tubería de Coiled Tubing puede estar construida de tres tipos de materiales

que son los siguientes:

1. De acero convencional.

39

Este tipo de tubería puede resistir hasta 70000 psi de presión, y las

propiedades físicas y químicas son las siguientes.

Tabla 1. Características de la Tubería de Acero Convencional

Físicas

Resistencia a la cedencia, mínimo 70000 psi

Resistencia a la tensión, mínimo 80000 psi

Elongación mínima 30%

Dureza Máxima 22 C Rockwell


2. De acero templado y caliente

El proceso de acero templado en caliente inicia con un acero tipo HSLA de 80

Kpsi de resistencia a la tendencia que tiene ligeras diferencias químicas con

respecto al acero convencional.

Tabla 2. Características del acero templado y caliente

Composición Química

Carbón De 0.10-0.15

Manganeso De 0.60-0.90

Fosforo 0.030 máximo

Azufre 0.005 máximo

Silicio De 0.30-0.50

Cromo De 0.55-0.70


40

3. De otros materiales

2.1.2.1.10.2. Peso de la tubería

Esta parte se encuentra ubicado en el soporte de del inyector sirve para aislar

la señal y la envía a un sistema llamado Unipro II.El load Pin Gauge mide la

tensión de peso de la tubería en la cabeza del pozo.

Figura 30. Medidor de peso de la Tubería de Coiled Tubing


2.1.2.1.10.3. Presión en la tubería y en el anular

La proporciona transductores de presión ubicados debajo de la consola del

operador.

41

Figura 31. Transductores de la unidad de Coiled Tubing


2.1.2.1.10.4. Profundidad y velocidad de la tubería

La profundidad y la velocidad que vamos a tener en la unidad de Coiled Tubing

se mide con un sensor óptico con rueda mide los pies de tubería desplazada

con una rueda calibrada y la velocidad a la que la tubería ingresa al pozo.

Este dispositivo está ubicado en el sistema del inyector o en el carrete.

42

Figura 32. Sensor Óptico de la Unidad de Coiled Tubing


2.1.2.1.10.5. Fatiga y Ovalidad

Cuando la tubería flexible se somete a la deformación plástica causada por

los ciclos de doblado con carga interna de presión, el diámetro del tubo flexible

tiende a crecer o a tomar forma de globo. Aun cuando la carga de presión

interna se encuentre bastante por debajo de las tensiones de fluencia del

material, el cuerpo del tubo queda sometido a tensiones de anulares y radiales

que provocan que el material se distorsione en un fenómeno descrito como

crecimiento diametral. Los principales factores que influyen en el crecimiento

diametral son las propiedades del material, el radio de dobladura, la carga de

presión interna y la geometría de la tubería flexible (diámetro exterior y

espesor de pared).

Cuando la tubería flexible experimenta el crecimiento diametral, el aumento

en el tamaño del tubo crea una condición de carga no simétrica, concentrando

la carga de la fuerza normal en los puntos de contacto.

43

Figura 33. Fatiga de la Tubería de Coiled Tubing


Figura 34. Fenómeno de doblaje de la tubería de Coiled Tubing


Para propósitos prácticos el límite prudente de operación para la ovalización

de la tubería flexible es 5 %.

44

Figura 35. Ovalidad de la tubería del Coiled Tubing


2.1.2.1.11. Unidad Batch Mixers

La unidad de Batch Mixers es un tipo de compartimiento que tiene la función

de almacenar y realizar mezclas en superficie para ser bombeadas al pozo.

Figura 36. Unidad Batch Mixers

45

2.1.2.2. Diseño de la sarta de Coiled Tubing

La longitud de una línea de Coiled Tubing en un carrete varía de acuerdo con

el diámetro. Por comparación, un carretel pequeño solamente puede contener

unos 4000 pies de tubería de 2 7/8 pulgadas, pero puede contener 150000

pies de tubería de 1 ½ enrollados.

Una sarta apropiadamente diseñada debe cumplir con los siguientes atributos

para la operación planeada.

Suficiente resistencia mecánica para resistir con seguridad la combinación de

fuerzas que impone el trabajo.

Rigidez adecuada para realizar corridas al pozo, hasta la profundidad

requerida o empujar con la fuerza debida.

Peso liviano para reducir los problemas de logística y costo total.

Una máxima vida útil de trabajo.

2.1.2.3. Ventajas del Coiled Tubing

La ventaja inicial de desarrollo de la tubería continua enrollada era poder

trabajar en pozos de producción activa, esta es el beneficio principal de la

tubería enrollada, así como en espacios reducidos y tiempos de operación de

perforación y reparación. Existen varias ventajas de utilizar la tecnología

Coiled Tubing entre ellas nombramos las siguientes:

Seguridad y efectividad para intervenir en pozos activos

Ingreso a zonas con alto grado de inclinación y desviados

Rapidez en el montaje y movilización de los equipos

La posibilidad de mantener el pozo circulando mientras se introduce y

se extrae tubería

46

Disminución de los tiempos de viaje, lo que significa una menor perdida

de producción

Reducción en el número de operarios requeridos

Los costos pueden ser significantemente reducidos

Eficiencia

No se requiere taladro/equipo de Workover

No es necesario matar el pozo

Unidades para tierra y costa afuera

Reduce el daño potencial a formación

Puede ser y es usado típicamente en pozos vivos

Sistema de adquisición de datos para los trabajos

Operación con taladro, equipo de workover o rigless

Puede bajar tubería y bombear en forma simultánea y continua

Diseño de unidades para tierra o mar

Versatilidad

Es el mejor medio para bajar en pozos altamente desviados

Rápido rig-up y rápido rig down

2.1.2.4. Utilizaciones avanzadas del Coiled Tubing

Perforación con tubería enrollada (Coiled Tubing)

Fracturamiento

47

Operaciones Submarinas

Pozos profundos

Oleoducto, gasoducto, líneas de flujo.

2.1.2.5. Utilización rutinaria de Coiled Tubing

Descarga de pozos

Limpieza

Corte de tubería

Acidificaciones o Estimulaciones

Sartas de velocidad

Operaciones de pesca

Desplazamiento de herramienta

Registro de pozos

Asentamiento o recuperación de tapones

2.1.2.6. Hidráulica del Coiled Tubing

Los servicios de Coiled Tubing se desarrollan alrededor de la capacidad de

bombear fluidos a través de la tubería durante las labores de workover.

La fricción que se realiza mediante los fluidos se vuelve extremadamente

grande cuando los porcentajes de bombeo se incrementan debido al diámetro

pequeño del Coiled Tubing. La presión límite de trabajo del Coiled Tubing que

son 5000 psi restringe gravemente los porcentajes de bombeo permisibles

para varios fluidos.

48

Existen varios factores que deben considerarse para realizar una operación

del Coiled Tubing las principales son:

Diámetro de la tubería

Longitud de la Coiled Tubing

Tipo de flujo y su reología

Temperatura promedio del fluido

Viscosidad del fluido

Densidad y gravedad especifica del fluido

Figura 37. Grafica de Bombeo Permisible en la Unidad de Coiled Tubing

(Tubing, Asociacion International Coiled, 2007)

Este diagrama muestra líneas de tendencia que han sido desarrolladas por

los fabricantes de Coiled Tubing, las mismas que sirven para predecir la caída

de presión, la cual se debe a la fricción de varios fluidos y tamaños de Coiled

Tubing.

49

2.1.2.7. Software IWI

El software IWI sirve para saber en las condiciones que se maneja el Coiled

Tubing teniendo, En este software se crea un proyecto general con

indicadores diferentes, se puede ingresar los datos del BHA que se va ocupar,

necesitando para la ejecución del trabajo las propiedades de la tubería del

Coiled Tubing, Tubulares y el data general del pozo.

Figura 38. Pestaña de Fuerza del Software IWI

(Software IWI)

Los cálculos incluyen el torque y el arrastre

El software da una respuesta a las siguientes preguntas:

o ¿Puede el Coiled Tubing puede alcanzar el fondo del pozo?

50

o ¿Si la respuesta es positiva entonces analizara con cuanta

fuerza puede asentar?

o ¿Cuánto es la fuerza máxima de tensión?

Además nos proporciona gráficos y tablas como:

o Peso vs. Profundidad

o Fuerza vs. Esfuerzos

o Estiramiento

o Fuerza de fricción

El programa también calcula el “catastrophic buckling” en superficie, para

realizar un proyecto en el programa se necesita:

Dimensiones de la tubería del Coiled Tubing

Tubulares del pozo

Herramienta (BHA)

51

Figura 39. Parámetros del Software IWI

(Software IWI)

52

El programa también incluye datos de:

Perfil de fluidos

Fluidos a bombear

Ovalidad (2%)

Excentricidad (usualmente 75%)

Es necesario definir si se quiere incluir en los cálculos el BHA, también se

debe colocar un factor máximo de estrés (0.80 usualmente).

Figura 40. Proyecto por defecto del Software IWI

(Software IWI)

53

Figura 41. Cálculo de Ajustes del Software IWI

(Software IWI)

El programa también da una guía para los coeficientes de fricción que se

utiliza de los cuales se tiene:

Figura 42. Coeficientes de fricción

(Software IWI)

54

NOTAS PARA EL CÁLCULO DE FUERZAS.

1. El módulo de elasticidad de Young se asume como 30Mpsi.

2. Los valores calculados son aproximados y poseen una variación de

+/- 0.05%.

3. La corrosión puede aumentar los valores de coeficientes de fricción.

4. El efecto de la parafina es desconocido.

5. En los perforados pueden incrementar su coeficiente de fricción

debido a la presencia de orificios y bordes metálicos.

6. Los coeficientes de fricción en gel varían de acuerdo a la cantidad o

porcentaje de gel que no se ha roto.

Con estos datos el programa analiza y arroja graficas en porcentaje de la

fatiga actual del Coiled Tubing.

Una vez ingresados todos los parámetros el programa proporciona gráfica en

la cual muestra el porcentaje de fatiga que posee la tubería del Coiled Tubing.

Figura 43. Grafica de Fatiga de Tubería del Coiled Tubing

(Software IWI)

55

2.1.3. HYDRA BLAST PRO TOOL

Es una herramienta rotaria que usa una serie de nozzles a los cuales se les

inyecta alta presión del Coiled Tubing, para disolver la escala presente y

realizar cortes en tuberías.

El Hydra -Blast Pro Tool es una herramienta que se utiliza en conjunción con

tubería flexible (Coiled Tubing) para la eliminación de la escala u otras

acumulaciones orgánicas del interior del revestimiento o la tubería.

Figura 44. Herramienta Hydra Blast Pro Tool


Manual., 2014)

56

La limpieza de la herramienta consiste en que la cabeza gira a una velocidad

constante que es controlada por la velocidad de flujo. El fluido es bombeado

por la unidad de Coiled Tubing, permitiendo de ese modo la cobertura de

limpieza completa, en un solo pase. La velocidad de limpieza de la

herramienta está determinado por un programa que se lo realiza previamente

en el ordenador analizando así los parámetros necesarios para la buena

aplicación del Hydra Blast Pro Tool.

La tasa de recorrido vertical del Coiled Tubing mediante la herramienta Hydra

Blast Pro Tool depende del material, eliminando el número de chorros en la

cabeza de la boquilla, analizando así la velocidad de flujo del fluido de

limpieza, la caída de presión a través de los chorros, y el ID de la superficie

que se limpia.

La velocidad del viaje vertical Coiled Tubing usando el Hydra Blast Pro Tool

depende del material que se vaya a remover y también del número de nozzles

que se encuentran en cabeza de la herramienta, la velocidad de limpieza de

fluido, la presión saliente de los jets. El Hydra Blast Pro Tool tiene rangos de

3 a 10 pies/min esto significa (0.015 a 0.051 m/s).

El Hydra-Blast Pro Tool posee algunos beneficios como:

-Servicios con cortes químicos o explosivos.

-Servicios de matado de pozo.

-Post Trabajo realizado en análisis de softwares ayudando a saber resultados

antes de la inversión.

-El Hydra Blast Pro Tool es una herramienta que provee de una extrema

efectividad dando solución a muchos trabajos de limpieza en pozos esta

herramienta también puede limpiar diámetros mucho más largos que el OD

todo esto se debe a la combinación fluido-jet que permite así el éxito al

momento de realizar limpiezas de pozos.

-El aplicar esta técnica para poder realizar cortes de tuberías con fluidos

abrasivos han resultado un éxito, al momento de aplicarlo en tuberías de

57

perforación ya que estas son muy complicadas de cortar debido al material y

espesor que estas contienen.

- El Hydra Blast Pro Tool está diseñada para funcionar en cualquier tubo o

carcasa. Sin embargo, la velocidad de flujo máxima a través de la herramienta

limita su eficacia en la carcasa o tubo con un ID mayor que 7 in. Además

cuando la herramienta se utiliza una mayor carcasa la carga lateral puede

dañar el eje de salida de la herramienta.

Esta herramienta es capaz de bombear fluidos los siguientes líquidos pueden

ser bombeados a través de la Hydra Blast Pro Tool herramienta:

Agua

Ácido Acético

Nitrógeno

Ácido HCl

Mezclas de geles y arena

Solventes

Tabla 3. Especificaciones de la Herramienta Hydra Blast Pro Tool

Especificaciones del Hydra Blast Pro Tool

Temperature rating 250°F

Temperature rating (hing-temperature staror) 350°F

Maximun pressure raiting 6.300 psi

Maximun flow rate through tool 50 gal/min

Rotational speed at 42 gal/min 20 rev/min

Maximun tensile (in retaining ring) 5200 lb pie

Maximun tensile rating (in rest of tool) 20.600 lb


Manual., 2014)

58

El principio del Hydra Blast Pro Tool es hidráulico el cual solo se apoya del

fluido motriz para así poder obtener óptimos resultados al momento de hacer

girar la cabeza de la herramienta donde están ubicados los nozzles.

2.1.3.1. Parámetros de la herramienta Hydra Blast pro Tool

• Coiled Tubing

• Outside Diameter

• Wall Thickness

• Safe Pressure

• Core Diameter

• Length

• Fluid Density

• Hydra Blast Tool

• Cleaning Energy

• Tool P-Joss

• Jet Head OD

• Number of Passes

• Well Information

• Target ID

• Max Work Depth

• Pressure at Depth

• Bottom Temp

• Work Interval

59

• Miz Annulis Vel

Una unidad de Coiled Tubing es propiamente adecuada para acoplarla a

Hydra Blast Pro Tool. La presión de bombeo varía dependiendo del trabajo

que se vaya a realizar por ejemplo para realizar un corte de tubería varia de

4500 a 6000 psi. Para tener una eficiencia debemos analizar el número de jets

que vamos a tener teniendo así un mejor resultado cuando fuéremos a realizar

una limpieza o un corte de tubería, el caudal necesario para poder realizar

esta operación tiene un rango de 20 a 50 galones/minutos.

Al momento en el cual el fluido (polímeros, agua, arena, bactericida) es

expulsado por la presión mediante los jets podemos observar que el efecto

del chorro es más fino observándolo de cualquier ángulo comparándolo con

el que genera el agua que es más grueso, eso se debe a la composición

química.

El seleccionar el tamaño de los nozzles es muy importante ya que este

parámetro definirá la calidad del corte, el manual recomienda 0.093 pulgadas

0.089 pulgadas, 0.078 pulgadas todo esto depende del tipo de trabajo que

vayamos a realizar.

Aunque el Hydra Blast Pro Tool se utiliza principalmente para la eliminación

de escala la técnica de corte de tubería se ha hecho muy famosa cuando

queremos realizar una pesca necesitando cortar los tubos.

Observe que la mitad del collar está suavemente cortado, la superficie del

corte es rugosa, el diámetro exterior e interior del cuello están libres de

rebabas o bengalas que puede causar un enchufe de pesca para atorarse

durante las operaciones de pesca.

Para operar la herramienta Hydra Blast Pro Tool necesitamos revisar antes

ciertos parámetros que son los siguientes:

60

2.1.3.1.1. Utilización del Coiled Tubing

Cualquier unidad de Coiled Tubing diseñada para realizar trabajos petroleros

es adecuada para adaptar el Hydra Blast Pro Tool, la unidad debe soportar

presiones cerca de los 5000 psi debido a que la eficiencia del trabajo de

limpieza o corte de tubería depende del número de jets que tenga la

herramienta y la caída de presión a través de ellos. La unidad Coiled Tubing

debe ser capaz de mantener una velocidad constante de 1 a 10 pies / min

mientras se ejecuta Coiled Tubing en el interior del pozo.

2.1.3.1.2. Requisitos de la bomba

Se deben ocupar bombas adecuadas para realizar este tipo de trabajo como

pueden ser la HT-150 o HT-400 que se pueden utilizar para las operaciones

de limpieza a chorro con volúmenes que varían de 20 a 50 gal / min. Cuando

se utiliza un filtro de deslizamiento de inyección de polímero, este se mezcla

con el agua de lavado ya que el agua pasa a través de la corredera. Si un filtro

skid de inyección del polímero no se utiliza los tanques de circulación son

necesarios para mezclarlo.

2.1.3.2. Ventajas de aplicar la técnica de corte abrasivo utilizando

Hydra Blast pro Tool

Puede cortar tuberías que tienen un gran espesor.

La herramienta puede trabajar en diámetros reducidos.

Es resistente altas presiones y temperaturas.

Puede ingresar a realizar cortes en lugares de alta inclinación (pozos

direccionales y horizontales).

Esta técnica no usa explosivos tampoco químicos que vayan a dañar.

la tubería y que pueden ser de alto riesgo para el personal.

61

Esta técnica se la puede usar sin la necesidad de matar el pozo.

La técnica resulta económicamente rentable.

Esta técnica corta 360° por dentro de la tubería aplicando así la

misma fuerza de chorro.

Se puede realizar varios cortes en una misma corrida.

2.1.3.3. Consideraciones antes de realizar corte con Hydra Blast

pro Tool

Conocer las mínimas restricciones en el pozo

OD e ID de la tubería a cortar

Grado de acero a cortar

Profundidad a la que se realizará el corte

Presión de fondo y temperatura

Posibilidad de circulación

Máxima tensión permitida a aplicar en la sarta a cortar

Coiled Tubing dimensiones y longitudes

Caudal de bombeo y presiones

2.1.3.4. Partes de la herramienta Hydra Blast Pro Tool

La herramienta Hydra Blast Pro Tool está compuesta de diferentes partes las

cuales permiten el funcionamiento hidráulico.

Las especificaciones de la herramienta son las siguientes:

Mud motor with wobble-gear speed reducer

Rotation speed – 10 to 20 rpm

62

Torque - approx. 50 ft-lb

1.75-in. OD tool, up to 50 gpm

2.88-in. OD tool, up to 125 gpm

Different stators for different temperature ranges up to 350 °F

La herramienta Hydra Blast Pro Tool está compuesta por:

Figura 45. Partes de la herramienta Hydra Blast Pro Tool

(Halliburton, 2014)

63

2.1.3.5. Configuración de los nozzles en la herramienta Hydra Blast

Pro Tool

Tenemos tres tipos de configuración de nozzles. Estos tienen una velocidad

de expulsión de 4500-psi presión adecuada para el movimiento del motor.

Para poder realizar una hoja de cálculos de fricción de Coiled Tubing debemos

primero elegir el tamaño de los nozzles, el caudal, el coeficiente de descarga

y la caída de presión a través de la herramienta Hydra Blast Pro Tool varía de

entre (500 a 1000 psi) en la sección, se debe analizar la densidad del fluido.

Después de analizar detalladamente los parámetros mencionados

anteriormente se procede a realizar el proceso de predicción de la presión que

vamos a ocupar en el corte, analizar la superficie de trabajo donde veremos

después implicado la geometría del Coiled Tubing (diámetro de tubería

flexible, longitud, secciones cónicas, diámetro de carrete) así como la tubería

de revestimiento y otras propiedades del fluido.

El aplicar estos pasos darán como resultado el caudal critico aplicando la

presión de 3500 psi necesario sobre los nozzles que se elija.

Tabla 4. Parámetros de los nozzles

Nozzle Size

(in)

Nozzles

(qty)

Flow rate

(gal/min)

Pressure Drop

(psi)

0.087 3 23 4500

0.099 3 30 4500

0.115 3 33 4500


Manual., 2014)

64

2.1.4. ATRAPAMIENTO DE TUBERÍA

2.1.4.1. Problemas de atrapamiento de tubería

Hay mucha información que se tiene que revisar y reunir antes de intentar un

trabajo de recuperación de la tubería. El especialista en recuperación de

tubería debe solicitar y recibir la siguiente información del representante de

los clientes antes de los preparativos para que comience la recuperación de

la tubería:

Tamaños y profundidad del casing.

La profundidad total del pozo y tamaño del agujero.

La profundidad de la broca o la profundidad de la empaquetadura.

El tamaño del tubo (ID y OD) incluyendo el peso y profundidad.

Tipo de fluido en el pozo (Mud, Kcl, agua salada, etc.).

Tipo desviación (pozo desviado o horizontal).

Profundidad para saber si el kick off es aplicable.

Temperatura y la presión agujero.

Una estimación del punto atascado determinándolo por tramo de

tubería si se completa.

Especificaciones del taladro (configuración de tuberías y

restricciones).

Condición de hoyo.

Ensamblaje de fondo como por ejemplo BHA y Tubería de

perforación entre otros.

Cuerdas múltiples.

Ubicación de puntos de acceso del gas y puntos de circulación, etc.

65

Un requerimiento muy importante para ser un especialista en recuperación

de tubería es tener imaginación. Este un parámetro que no muchos tienen

ya que desde el primer día nos desarrollamos mediante la imitación,

estudiando (cosas que podemos ver) e imaginar (cosas que no podemos

ver). A medida que envejecemos, tendemos a confiar más en los

absolutos como cuando observamos una luz es roja nos detenemos. Se

pierde mucho la capacidad de imaginar lo que no se puede ver.

Para ser un especialista en recuperación de tubería atrapada se debe

tener la capacidad de imaginar lo que le está pasando a la tubería dentro

del pozo. El realizar preguntas como ¿En qué tipo de formación está

pegada la tubería?, ¿qué tipo de adherencia se encuentra en ese lugar?,

¿qué tipo de acción va a lograr los resultados deseados?

Recuerde: No todos los trabajos de recuperación de tuberías se cortan o

se usan explosivos. Se debe analizar la situación para escoger la mejor

opción.

Cuando una tubería no se puede mover se dice que se encuentra pegada

este problema impide rotarla y circular en el pozo. Existen diferentes

causas por la cual la tubería queda atrapada y estas son:

Geometría del pozo

Pega Diferencial

Empaquetamiento

Vibraciones en la sarta de perforación

2.1.4.1.1. Geometría del pozo

El atrapamiento de la tubería se puede generar debido a recuperar la tubería

o bajar, esto se puede producir debido a la rigidez del BHA y al no aceptar

cambios drásticos en la geometría del pozo.

66

2.1.4.1.2. Pega diferencial

El momento de perforar una formación que posea una gran permeabilidad se

procede a crear una costra, esto es debido a que la presión hidrostática es

mayor a la presión de la formación. Esto dificulta el movimiento y rotación de

la tubería en el interior del pozo, este riesgo aumenta si el pozo es desviado

teniendo alto grado de inclinación.

2.1.4.1.3. Empaquetamiento

La pega de la tubería en el empaquetamiento generalmente se genera cuando

pequeñas partículas de la formación caen dentro del pozo perforado a la altura

de los lastra-barrenas o de las herramientas con diámetro cercano al del pozo,

obstruyendo el paso del fluido en el espacio anular y atascando la sarta.

2.1.4.1.4. Vibraciones en la sarta de perforación

Las vibraciones en la sarta de perforación producen fallas y desgaste en la

tubería y la broca, existen los siguientes tipos de vibración.

Torsional

Axial

Lateral

2.1.4.2. Beneficios de realizar un trabajo de corte de tubería

Los servicios de cortes de tubería pueden ser necesarios para un número de

circunstancias.

67

Tubería atascada durante la perforación.

Tubería atrapada en los pozos de producción.

Abandono operaciones.

Se requiere servicio de corte de tubería cuando la plataforma no es capaz de

tirar de la tubería del pozo (abierto o pozo entubado). El tubo puede estar

pegado a cualquier profundidad esto se debe a una variedad de razones:

La tubería de perforación puede atascarse debido a un ojo de llave,

formaciones inestables, la escasa rentabilidad de lodo de

perforación, El diferencial de presión, etc.

La tubería de producción puede atascarse debido a la corrosión de

la tubería o una capa de escala que cubra el espacio tubería de

producción-casing, objetos o herramientas extraña en el pozo, mal

control de arena invasión través del casing, etc.

2.1.4.3. Importancia de recuperar la completación de fondo

Servicios de recuperación de tuberías es normalmente un proceso de tres

partes:

1. Localización de la profundidad a la que la tubería se ha quedado atascado.

Se puede aplicar la técnica de contar la parada de tubos y hacer una

lectura estimada esta técnica no se recomienda como la determinación

final por su bajo nivel de fundamentos y la otra es determinando el punto

libre esto lo realizamos mediante un cable metálico que nos ayuda a

determinar donde se encuentra la profundidad exacta para poder cortar

2. Realizar una técnica que permita cortar o separar la tubería esto puede ser

mediante estas técnicas:

El Rig indujo el punto ciego back-off.

68

Explosivamente induciendo el back-off.

Separación explosiva. (Cortadores, herramientas de separación, etc.)

Nota: se debe analizar muy bien el tipo de técnica que se va a aplicar debido

a que si no despega la tubería puede atascarla más o complicar un futuro

trabajo de pesca u otra actividad.

3. Recuperación del tramo de tubería restante. Esto puede requerir

numerosas combinaciones.

2.1.5. REGISTRO DE PUNTO LIBRE (FREE POINT)

El registro de punto libre o (free point) es el acto por el cual se determina a

qué profundidad la tubería se encuentra atascada. Esto es muy importante

para poder realizar un trabajo de corte de tubería debido a que si realizamos

un corte en la parte equivocada dificultaríamos la tarea de pesca de tubería.

69

Figura 46. Registro de Punto Libre

(Halliburton, 2014)

Para analizar un registro del punto libre la tubería indicamos algunas

herramientas y su principio.

La herramienta FPI utiliza un sensor de tensión que puede sentir el

estiramiento o la rotación inducida en la sarta de la tubería o través de tracción

o el peso aplicado por el equipo de perforación.

La herramienta HFPT utiliza sensores magnéticos para detectar diferencias

magnéticas entre tubería atascada y la libre.

70

2.1.5.1. Tipos de herramientas para determinar el punto libre

Hay varios métodos para determinar la profundidad punto libre en una sarta

atascada:

2.1.5.1.1. Pipe Stretch

El primer método es la estimación de la profundidad del punto libre por tramo

de tubería. Este método no se considera particularmente exacto pero se

puede utilizar en la selección de una profundidad de partida para iniciar

operaciones con la herramienta y estar pendiente del indicador del punto libre.

71

Figura 47. Grafica del método de Pipe Stretch

(Halliburton, 2014)

72

Figura 48. Herramienta con Centralizadores para Registros Eléctricos


Manual., 2014)

2.1.5.1.2. Indicador punto libre (Legacy)

Este indicador de punto libre es la herramienta usa como el estándar

yacimiento de petróleo durante muchos años. Una vez que el punto de libre

estimado ha sido determinado por tramo de tubería, la herramienta de

indicador de punto libre se puede utilizar para reducir la profundidad atascado

través de la estación se detiene. En cada estación de detener la herramienta

se encuentra en la tubería, la sarta de tubería es de estiramiento o par de

torsión, el sensor mecánico puede ver el tramo de tubería minutos o par de

torsión y transmite los cambios mecánicos a la superficie del panel como mv

DC. El mv DC en el panel de superficie dará una indicación como para capear

la tubería está libre o atascado.

2.1.5.1.3. Herramienta HFPT

La Free Point Halliburton (HFPT) es una nueva herramienta de determinación

de punto libre que utilizando los cambios magnéticos en el material de la sarta

para indicar los cambios físicos en el material de la tubería. Los cambios

magnéticos en el material de la sarta son registrados por los sensores

magnéticos y se transmiten por el cable al panel de superficie.

Existen técnicas que a la complejidad y a las limitantes siendo el espesor del

tubo y el ángulo de inclinación del pozo las principales.

73

2.1.6. CORTADORES DE TUBERIA

En la industria Hidrocarburifera existen diferentes tipos de cortadores de

tubería siendo los principales los mecánicos, los químicos y los que ocupan

un sistema abrasivo. (Herramienta Hydra Blast Pro Tool)

2.1.6.1. Tipos de Cortadores de Tubería

Existen diferentes tipos que realizan el trabajo de corte de tubería, algunos

con limitaciones muy altas otros muy efectivos.

2.1.6.1.1. Cortador Químicos

Los cortadores químicos se utilizan comúnmente para recuperar tubos libres

de una sarta de tubos atascados. El cortador químico utiliza un producto

altamente corrosivo (trifluoruro de bromo) es aplicado bajo presión extrema y

temperatura para ir disminuyendo la pared de la tubería a través de la

corrosión. Se utilizan materiales explosivos en los cortadores químicos; Por

lo tanto se debe seguir todos los procedimientos de seguridad con el manejo

de explosivos

74

Figura 49. Herramienta de Corte Químico


Manual., 2014)

Ventajas:

El momento de realizar el corte química se debe tener tensionada la sarta de

perforación por lo cual si se desprende la tubería cortada sabremos en ese

instante.

Desventaja:

El Trifluoruro de bromo es un material altamente corrosivo y peligroso.

El trifluoruro de bromo puede disolver el material orgánico (piel), crear

daño pulmonar si se inhalan los vapores, iniciar incendios cuando entra

en contacto con grasa o aceite en las plataformas, etc.

El espesor máximo de la pared para el corte de éxito es de

aproximadamente 0.50”.

Enfrentamiento Limited, aproximadamente 0.350 "

Grado de la temperatura máxima de 350 grados. F. (176 grados. C.).

75

Agente químico altamente reactivo.

Problema potencial con el deslizamiento de anclaje.

2.1.6.1.2. Cortador Jet con explosivos

Los cortadores Jet con explosivos se utilizan comúnmente para recuperar tubo

libre en una cadena de tubos atascados. El cortador de chorro explosivo

utiliza una carga de forma radial para proyectar un metal fundido, que

desplaza el material de la tubería a medida que pasa a través de la pared de

la misma.

Ventajas:

Los cortadores con explosivos pueden entrar fácilmente dentro de ID de las

tuberías. Se lo puede activar manualmente después.

Desventaja:

Los cortadores de tipo jet hinchan el extremo de la tubería (pescado)

viéndole desde un ángulo superior.

Puede perjudicar a otras sartas de tubería o carcasa.

Los tipos de cortadores de clase “A” tamaños más grandes no son

transportables por el aire.

Algunos cortadores de tipo jet dejan residuos.

Figura 50. Explosivos para Corte

(Halliburton, 2014)

76

Figura 51. Herramienta de corte con explosivos


Manual., 2014)

2.1.6.1.3. Cortador Mecánico

El corte de tubería mecánico es uno de los métodos más antiguos siendo en

la actualidad uno de los menos efectivos debido a las limitaciones de corte

77

que tiene este tipo de cortador, El principio de este tipo de corte es girar la

herramienta dentro de la tubería que se procederá a cortar.

Ventajas

Evita que herramientas se queden atascadas en el pozo.

Rápida instalación.

No ocupa explosivos ni químicos.

Desventajas

Limitaciones de corte. (máximo corte de Tubing)

No se obtiene un corte óptimo, dejando la punta del pescado de

manera difícil de recuperarlo.

Figura 52. Cortador Mecánico

(Welltec)

78

CAPÍTULO III

3. PARÁMETROS PROCEDIMIENTO Y TÉCNICA

PARA REALIZAR UN CORTE ABRASIVO

USANDO LA HERRAMIENTA HYDRA BLAST PRO

TOOL

En este capítulo se analizaran los parámetros, el procedimiento y la técnica

que se emplea cuando se realiza un corte de tubería abrasivo.

3.1. PARÁMETROS PARA REALIZAR UN CORTE DE

TUBERÍA CON UN SISTEMA ABRASIVO

3.1.2. ANALIZAR EL MATERIAL Y LA RESISTENCIA A LA TENSIÓN DE

LA TUBERÍA QUE SE VA PROCEDER A CORTAR

Antes de proceder a cortar una tubería debemos analizar los parámetros de

la tubería como por ejemplo:

Tubería 3 ½ pulgadas Drill Pipe

Especificaciones:

79

Figura 53. Dimensiones y Resistencia de una Tubería 3 ½ pulgadas DP

(Halliburton) 2014

Tubería 5 ½ pulgadas Drill Pipe

Especificaciones:

80

Figura 54. Dimensiones y Resistencia de una Tubería 5 ½ pulgadas DP

(Halliburton) 2014

Observamos el diámetro de la tubería la resistencia de tubería el tipo de

tubería y el grado de esta manera procedemos a realizar un estudio de

ingeniería para así saber el material que cortaremos.

3.1.2.1. Corte en tubería de perforación

Es un componente de la Sarta de Perforación, que va desde el BHA de sub-

superficie a la superficie.

La tubería de perforación está formada por un cuerpo tubular y juntas anexas

(caja y pin) de diferente diámetro.

81

3.1.2.2. Funciones de la tubería de perforación.

Trasmitir la potencia generada por los equipos de rotación del taladro de

perforación hacia la broca. También nos sirve como canal de flujo para

transportar los fluidos a altas presiones, desde el sistema de circulación del

taladro de perforación hacia la broca la función principal de la tubería de

perforación es darle la profundidad necesaria al pozo, la Clasificación y

propiedades Mecánicas de la tubería de perforación, La tubería de perforación

se clasifica de acuerdo al:

Grado de acero

Longitud

Condición de uso

Esta clasificación involucra una serie de aspectos que son considerados en

un diseño óptimo de la sarta de perforación estos parámetros que se

consideran para realizar un corte optimo ayudaran al análisis del material.

3.1.2.2.1. Grado de acero

Existen cinco tipos que comúnmente utilizan las empresas dedicadas a la

perforación de pozos, Casi sin excepción la tubería se han hecho de acero al

carbón teniendo un porcentaje de 0.3 de carbón con mínimas cantidades de

manganeso para así darle resistencia, muchos fabricantes le dan un

tratamiento especial a las tuberías para proporcionar propiedades que ayuden

a tener una mayor vida útil.

El American Petroleum Institute define a las características de diferentes

aceros para tuberías asignando letras dependiendo a su grado seguido por

un número que indica la resistencia a la cedencia requerido para producir una

deformación de 0.5% exceptuando el caso de P-I 10, donde la deformación

es de 0.6% de la longitud original.

82

Tabla 5. Grados de acero según la perforación

API H40

Acero al carbón, calentado a 899 °C

(1,650 °F) y enfriado en aire a

temperatura ambiente, conveniente

para trabajar en presencia de H2S a

altas temperaturas 80 °C (175 °F)

Con un esfuerzo mínimo de

influencia de 40,000 psi y un máximo

de 80,000 psi. Con esfuerzo de

ruptura de 60,000 psi.

API J55

Acero al carbón, calentando a 899 °C


temperaturas. Con un esfuerzo

mínimo de fluencia de 55,000 psi y

un máximo de 80,000 psi Con

esfuerzo de ruptura de 75,000 psi.

API K55

Acero al carbón, calentando a 899 °C


temperaturas. Con un esfuerzo



esfuerzo de ruptura de 95,000 psi.

API L80

Acero al carbón, conveniente para

trabajar en presencia de H2S a todas

las temperaturas. Con un esfuerzo



esfuerzo de ruptura de 95,000 psi

API L80 13Cr Acero de aleación con un 13% de

cromo. Conveniente para trabaja en

83

presencia de CO2. Susceptible de

dañarse el manipularse y de producir

“galling” o endurecimiento por

trabajo.

API N80

Acero al carbón, templado y revenido

para producir un material de

estructura martensítica de alta

resistencia con la mínima cantidad

de austenita retenida, para reducir la

susceptibilidad al degaste por

corrosión producido por sulfuro,

siendo conveniente para trabajar en

presencia de h2s a temperaturas

superiores a los 65.5 °C (150°f).

Tiene un esfuerzo mínimo de

fluencia de 80,000 psi y un máximo

de 110,000 psi. Con un esfuerzo de

ruptura de 100,000 psi.

API C75/90/95

Acero al carbón, templado y revenido

para producir un material de

estructura martensítica de alta

resistencia con la mínima cantidad

de austenita retenida, para reducir la

susceptibilidad al degaste por

corrosión producido por sulfuro, C75

puede ser usado en presencia de

H2S a todas las temperaturas y C95

a temperaturas superiores a los

65.5°C (150°F) Teniendo un

esfuerzo mínimo de fluencia de

90,000 psi y 95,000 psi para C90 y

84

C95. Un esfuerzo de fluencia de

110,000 psi y un esfuerzo ultimo de

105,000 psi para ambos.

API P105/110

Acero altamente resistente.

Conveniente para trabajar en

presencia de H2S solo a

temperaturas superiores a los 80°C

(175°F)

API V150

Acero altamente resistente, con

esfuerzos de fluencia de 150,000 psi.

No es conveniente para trabajar en

presencia de H2S

(API, Propiedades de tubos de perforación)

Estos tipos de tuberías nos ayudan a saber cuál es su punto de Esfuerzo de

ruptura o cedencia Mínima y Máxima, lo cual representa el factor principal de

diseño para los pozos y sus profundidades respectivas para esto en la

siguiente tabla analizamos las consideraciones de los siguientes tipos de

tubería.

Tabla 6. Grado de acero de la tubería de perforación

Grado de acero Esf. rup. Min (psi) Esf.rup.max (psi)

D 55000 85000

E 75000 105000

X 95000 125000

G 105000 135000

S -135 135000 165000


85

3.1.2.2.2. Longitud de la tubería de perforación

Los valores de longitud de la tubería de perforación, están clasificados por la

American Petroleum Institute en los siguientes rangos:

- Rango 1 o Longitud de: 16 a 25 pies



3.1.2.2.3. Condiciones de uso de la tubería de perforación

Esta propiedad nos indica el esfuerzo el uso el trabajo que han afectado a las

propiedades físicas de la tubería de perforación esto ya sea tanto en

condiciones externas como internas esto también implica el torque que se

aplicó, este parámetro se analiza después de haber utilizada la tubería en un

trabajo.

Tipo de clase

Nueva: Sin desgaste nunca ha realizado ningún tipo de trabajo.

Premium Class: Desgaste uniforme teniendo así un 80% de tubular

nuevo.

Class 2: Tubería con un espesor de pared remanente de al menos 65%

con todo el desgaste sobre un lado con lo que el área seccional se

considera aun tubería Premium.

Class 3: Tubería con espesor de pared de al menos 55% con el

desgaste localizado sobre un lado.

Lista de tubería Drill pipe según la normativa API

86

Figura 55. Lista de la Tubería Drill Pipe


3.1.2.3 Trabajo de Over Pull para realizar un trabajo de corte de tubería

de perforación

Para realizar un trabajo de corte de tubería necesitamos que el taladro de

perforación realice un trabajo de OVER PULL eso significa aplicar tensión a

la tubería de perforación, para es necesario saber el valor máximo de tensión

que resiste la tubería para esto realizamos los siguientes cálculos:

Área seccional (Asecc.) de la tubería:

𝐴𝑠𝑒𝑐𝑐 =𝜋

4∗ (𝐷𝐸 𝑡𝑝2 − 𝑑𝑖 𝑡𝑝2) = 𝑝𝑢𝑙𝑔𝑠2 Ecuación. [ 1 ]

http://www.oxforddictionaries.com/words/brackets

87

Donde:

π / 4 = 3,1416 / 4 = 0,7854

DE tp = Diámetro externo de la tubería de perforación (pulgs)

di tp = Diámetro interno de la tubería de perforación, (pulgs)

Resistencia a la tensión (Rt)

𝑅𝑡 = 𝐸𝑠𝑓. 𝑟𝑢𝑝 𝑚𝑖𝑛. ∗ 𝐴𝑠𝑒𝑐𝑐 ∗ 𝐹. 𝑆 = 𝑙𝑏𝑠 Ecuación. [ 2 ]

Donde:

Esf. Rup min= Esfuerzo de ruptura mínimo de la tubería (psi)

Asecc= Área seccional del tubo (pulgs)

F.S= Factor de seguridad (90% o 85%)

Máxima sobre tensión (MST) o máximo Over Pull

𝑀𝑆𝑇 = 𝑅𝑡 − 𝑃𝑠 𝑓𝑙𝑢 = 𝑙𝑏𝑠 Ecuación. [ 3 ]

Donde:

Rt= Resistencia a la tensión (lbs)

Ps. flu= Peso de la sarta en el fluido (lbs)

88

Con esas fórmulas podemos calcular la tensión y la máxima tensión que

debemos aplicar a la tubería de perforación y así no tener complicaciones con

la misma.

3.1.3. FACTORES PARA LA APLICACIÓN DE LA HERRAMIENTA HYDRA

BLAST PRO TOOL

Al lado de las mejores prácticas, procedimientos e inspecciones a que se

refiere en el manual de la herramienta, que debe tenerse en cuenta,

principales factores que afectan a la ejecución del trabajo que debe tener en

cuenta para aumentar tus posibilidades de éxito son los siguientes:

3.1.3.1. Cálculos hidráulicos

Es necesario analizar y realizar cálculos hidráulicos considerando todas las

variables que afectan la caída de presión a través de los nozzles , presión de

inyección, WHP, perdida de presión en el Coiled Tubing por fricción, presión

de perdida de la herramienta, presión que pasa por el espiral dentro de la

tubería y presión hidrostática. Hay que asegurarse que exista siempre una

presión en los nozzles arriba de los 4500 psi.

89

Tabla 7. Cálculos hidráulicos de la herramienta Hydra Blast Pro Tool

Variable Valor en PSI

PRESION DE

INYECCION (+)

6,000

PRESION DE CABEZA

(-)

300

PRESION PERDIDA EN

LA TUBERIA (-)

1,350

PERDIDA DE PRESION

EN LA HERRAMIENTA

1500

PRESION

HIDROSTATICA EN EL

COILED TUBING (+)

3,100

PRESION

HIDROSTATICA EN EL

ANULAR (-)

2,900

PRESION DE SALIDA

DE LOS NOZZLES

4,550


Manual., 2014)

Si observamos que la presión que llega a las boquillas no está por encima de

los 4500 psi hay que buscar un fluido que cuente con menos fricción.

90

3.1.3.2. Fricción en la tubería flexible

Este parámetro es muy importante ya que al ser el tramo de mayor longitud

para el paso del fluido genera una fricción en la tubería y requiere un análisis

para tener un éxito en el trabajo. Hay que analizar en laboratorio las

propiedades reológicas de suspensión final que se utilizara, estoy nos ayuda

a encontrar una presión de fricción más preciso.

3.1.3.3. Análisis granulométrico de corte de materiales

Hay que realizar un Sieve analisys para asegurarse que la arena que se va a

utilizar tiene una distribución uniforme hay que utilizar arenas que se observe

que la mayoría de granos (mayor al 65%) sean granos microsand, la arena

que se va a ocupar es un factor muy importante los cuales si se realiza una

mala elección se tendrá problemas críticos para conseguir el éxito de cortar.

3.1.3.4. Desplazamiento de fluidos

Para poder desplazar en material suspendido por el corte, es necesario utilizar

un fluido que minimice el movimiento de la boquilla, el movimiento de la

boquilla se rige fundamentalmente por la flotabilidad y la pérdida de presión

por fricción, tenemos que tener en cuenta que estos dos, para tener un buen

desempeño de la herramienta necesitamos reducir las posibilidades de

movimiento de la boquilla , para esto un factor importante es la densidad de

suspensión por la cual (líquido y arena) y otro será tener las propiedades

reológicas similares, para la primera característica hay que utilizar un fluido

base con salmuera para el desplazamiento.

91

3.1.3.5. Nivel de líquido

El nivel del líquido es un parámetro que hay que tener en cuenta cuando

ocupamos Coiled Tubing, y como revisamos antes el movimiento de la

boquilla se rige principalmente por la flotabilidad. Vamos a explicar dos casos

bueno y malo los cuales nos harán entender la importancia del nivel del fluido.

Teniendo uno de los mejores casos en el cual el líquido esta en superficie o

en punto cerca de la superficie y durante el trabajo la velocidad de bombeo es

suficiente hay que mantener el pozo lleno todo el tiempo,

En un mal caso el nivel del líquido está muy por debajo de la superficie, esto

será un problema y será un escenario muy complicado para tener buenos

resultados, Lo mejor que puede pasar en un caso así es que la tasa de

bombeo sea igual a la capacidad de embalse buscando así que el nivel de

fluido en el espacio anular sea constante, esto es muy difícil de determinar es

mejor esperar que se termine el trabajo de corte antes que el cambio de nivel

de líquidos afecte a la posición de los nozzles.

3.1.3.6. Ejecución del trabajo

Cuando se esté ejecutando un trabajo con arena en los nozzles hay que

mantener las condiciones de bombeo tan estables como sea posible, se debe

tratar mantener la velocidad de bombeo para que coincida con el diseño de

presión, una vez que las condiciones se estabilizan y al menos que se

produzca un evento inesperado no aumentar o disminuir la frecuencia de

bombeo y tratar de mantener una presión constante , un parámetro muy

importante que se debe tomar en cuenta es asegurarse antes de cada trabajo

que el motor de la bomba no cambie sus revoluciones por minuto por sí

mismo.

92

3.1.3.7. Tamaño de nozzles para realizar un corte

Hay que decidir cuál de los tres modelos de nozzles de corte se va a utilizar,

los nozzles de corte recomendados en el manual de la herramienta son: 0.115

in, 0.099 in y 0.087 in. Esto depende de la longitud y la caída de presión del

fluido, una recomendación es utilizar nozzles más pequeños si hay alta

fricción en el Coiled Tubing y para lograr presiones de trabajo más altas no se

necesitaran altas tasas.

3.1.3.8. Parar las actividades

Se puede realizar una parada cuando, Si se identifica un cambio de tubería

ya sea arriba o debajo de donde se va a realizar un corte, O cuando se ejecuta

un trabajo en el pozo y existe una restricción eliminando el movimiento esto

causado por la flotabilidad o la presión. En este caso aplicamos peso sobre la

parada.

3.1.3.9. Centralización

Utilice un centralizador en el BHA si la profundidad del objetivo está por

encima de los 30°, Eso le ayudará a lograr a tener una mayor estabilidad y

por lo siguiente ayudará a obtener un corte limpio.

3.1.3.10. Parámetros adicionales para recordar

Hay que tener en cuenta algunos parámetros para el buen uso de la

herramienta los cuales son:

• Leer y seguir las instrucciones del manual de Herramientas.

93

• Utilice una herramienta de "última generación". La tecnología es muy

importante al momento de prestar un servicio de calidad.

• Mantenga juegos de juntas y reparación de apoyo adicionales y principales

repuestos disponibles en el lugar.

• Tener repuestos de las herramientas y si no hay de todas por lo menos de

la que tengas mayor tendencia a ser cambiadas.

• Probar las herramienta antes de que el trabajo con tiempo suficiente para

repararlo si es necesario.

• Use un sellador (blue loctite) para unir la cabeza de corte de la herramienta.

3.1.4. VELOCIDAD PERMISIBLE EN LA HERRAMIENTA

El caudal que se va a manejar por dentro de una tubería es un parámetro que

se debe analizar cuidadosamente, eso se debe a que si la velocidad se la

categoriza muy alta esta tienen a producir un desgaste en las paredes de la

tubería esto causado por el fenómeno llamado fricción, esta fricción puede ser

un factor que remueve la película interna que protege la tubería, esto deja a

la tubería vulnerable a problemas como la corrosión, cabe resaltar que si la

fricción es muy considerable se presentara desgastes en la tubería

ocasionado por la abrasión por otro lado si la velocidad es muy baja se puede

asentar los sólidos lo cual hará una reducción de tamaño de tubería.

𝑉𝑐 =𝐶

𝜌0.5 Ecuación. [ 4 ]

Donde:

Vc: Velocidad erosional

P: Densidad del fluido

94

C: Constante cuyo valor esta entre 75 – 150 y 366.3 - 732.6 cuando se usan

unidades absolutas de los sistemas inglés y SI de unidades respectivamente,

normalmente se toma 100 y 488.

Recordando que V= q/A la ecuación se convierte.

𝑉𝑖 =𝑞𝑒

𝐴=

𝐶

𝜌0.5 Ecuación. [ 5 ]

Y suponiendo flujo es estable

𝑉𝑐 =𝑞𝑐

𝐴=

(𝑞𝑠𝑐)𝑒 𝑃𝑠𝑒

𝜌∗𝐴=

𝐶

𝑃0.5 Ecuación. [ 6 ]

Despejando (qsc)e y utilizando la definición de densidad de un gas se tiene

finalmente.

(𝑞𝑠𝑐)𝑒 = 1013.435 𝑑2 ∗ (𝑃

𝛾𝑔𝑍𝑇)0.5 Ecuación. [ 7 ]

(qsc)e: Es la tasa máxima permisible para evitar erosión de la tubería medida

a condiciones normales.

d: Diámetro de la tubería

P: Presión de la línea

Vq: Gravedad especifica del gas

Z: Factor de compresibilidad a P y T

T: Temperatura de flujo

C: Es una constante que depende de las unidades usadas para las variables

cuando se usan unidades absolutas su valor es 22.48 y 17.72 para los

sistemas inglés y SI de unidades respectivamente; y cuando se usan las

unidades del grupo 4 para los mismos sistemas inglés y SI que aparecen en

la tabla 2 su valor es 1012.435 y 48.4 respectivamente.

Como en una tubería la presión varía entre P1 y P2 y el volumen de gas

aumenta al disminuir la presión, para aplicar la ecuación (𝑞𝑠𝑐)𝑒 se debe usar

la presión mínima a la que se encontrase el gas en tubería.

95

3.2. PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR UN CORTE DE

TUBERÍA CON UN SISTEMA ABRASIVO

3.2.1. PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR EL PUNTO LIBRE DE UNA

TUBERÍA ATRAPADA EN UNA PERFORACIÓN

Los siguientes pasos son utilizados para la medición de punto libre con

herramientas magnética:

1. Determinar la posible zona mediante un análisis mecánico o análisis de

datos históricos de campo.

2. Bajar la herramienta y magnetizar la tubería de perforación en la zona

deseada.

3. Aplicar fuerza a la tubería con la torre de perforación. (torque,

compresión y tensión)

4. Dejar la tubería en un punto neutro y volver a realizar una corrida de

registro de punto libre pero esta vez subiendo cable. (Wire-Line)

5. Ver las diferencias entre las curvas después del punto de pega,

observar que no haya cambios de tubería en la zona analizada. (tener

en cuenta que sea una sección uniforme)

96

TU

BE

RIA

AT

RA

PA

DA

TU

BE

RIA

LIB

RE

La grafica se interpreta de la siguiente manera:

En el primer track observamos el registro CCL. (casing collar location)

En el segundo track están las secciones de subida y de bajada. (tensión

en el cable)

En el tercer track observamos dos líneas la línea roja es la curva de

Figura 56. Localización de Punto Libre

(Halliburton, 2014)

97

punto libre la cual nos sirve para determinar cualitativamente el campo

magnético, La línea negra es el registro que es de subida.

3.2.2. INSTALACIÓN DE LA UNIDAD DE COILED TUBING

Después de haber realizado la medición de punto libre haber tenido el dato

exacto donde vamos a proceder a realizar el corte es esencial ubicar la unidad

de Coiled Tubing tiene que instarse en la locación, Los siguientes pasos

indican la instalación de la unidad de Coiled Tubing en la locación.

Figura 57. Unidad de Coiled Tubing en pozo petrolero

98

Figura 58. Unidad de Coiled Tubing en Locación petrolera

En los siguientes cuadros se muestra los pasos para instalar una unidad de

Coiled Tubing en una locación petrolera.

99

Verificar distancias y

alturas desde la base de la grúa hasta la

cabeza del pozo

Alinear la unidad de

Coiled Tubing

Bajar el BOP a la base

Instalar cuello de

ganso sobre el inyector en

el Coiled Tubing

Montar cuello de ganso + Inyector

sobre el BOP

Armar cables de monitoreo + las cadenas de soporte en

el inyector

Verificar el funcionamiento de load pin

Prueba de tensión

10000 lb

Elevar BOP + Inyector + cuello de ganso y

armar BHA

Colocar el conjunto sobre la válvula master

Liberar el peso hasta estabilizar

100

3.2.3. ANALISIS DE FLUIDO ABRASIVO PARA LA APLICACIÓN EN LA

TÉCNICA DE CORTE ABRASIVO

El fluido que se ocupara en el sistema de corte de tubería abrasivo necesita

un previo análisis, este fluido está compuesto por:

Agua

Arena microsand

Goma Guar

Bactericida

En laboratorio se realizan pruebas para saber la calidad del fluido que se

ocupa y estos análisis son:

3.2.3.1. Análisis de caída de partículas

El objetivo es observar el tiempo que se demora en caer 15 gramos de arena

hasta el fondo de la probeta la misma que contiene (Goma Guar y Agua) a

temperatura ambiente y a una temperatura de fondo de pozo.

101

Figura 59. Goma Guar

PROCEDIMIENTO:

Preparar 250 ml. de solución de agua con 30 lb/Mgal de WG-11 y

tomar el tiempo que se demoran 15 gr. de arena en llegar al fondo de

la probeta con un cronometro ascendente.

Preparar 250 ml. de solución de agua con 30 lb/Mgal de WG-11

calentarlo a baño de María a una temperatura de 180 °F y tomar el

tiempo que se demoran la arena en decantar en la probeta utilizando

un cronometro ascendente.

102

Figura 60. Análisis Caída de Partículas a Temperatura Ambiente

103

Figura 61. Análisis Caída de Partículas a 180 °F

3.2.3.2. Análisis de granulometría (Sieve Analisys)

El objetivo de esta práctica observar la granulometría de la arena que

posteriormente se empleara en un trabajo de corte abrasivo de tubería, se

realiza el procedimiento para saber que el diámetro del grano no taponara los

jets del Hydra Blast Pro Tool.

Procedimiento:

Pesar 100 gramos de microsand esto nos ayudara a ver la calidad de

arena que tenemos, tiene que tener más del 51% en el tamiz

adecuado.

104

Figura 62. Microsand

Figura 63. Tamiz relativo

105

Colocar la arena en el tamizador configurado mallas diferentes en

este caso ocupamos malla 10, mala 14, malla 100, malla 140, malla

200 y malla 325.

Figura 64. Arena en los Tamices

106

Figura 65. Configuración de los Tamices

Prendemos el tamizador por 10 minutos tiempo en el cual la arena

pasara por los filtros hasta llegar a su menor diámetro de grano.

Luego pesamos cada malla y vemos que porcentaje de arena se

quedó ahí dándonos una sumatoria de 100%.

107

Figura 66. Resultado del Sieve Analysis

3.2.3.3. Análisis de viscosidad

Analizar la viscosidad de la goma guar (wg11) en contacto con agua y ver el

tiempo de hidratación de la mezcla. Se utilizó 0,96g de goma guar para simular

20lb/1000Gl, Se utilizó 1.44g de goma guar para simular 20lb/1000Gl y Se

utilizó 1,92g de goma guar para simular 20lb/1000Gl y 400 ml de agua.

Tabla 8. Descripción de aditivos para análisis de viscosidad

ADITIVOS CONCENTRACIONES UNIDAD

AGUA LAB 1000 galones Galones

WG-11 20 30 40 lb/mgL

108

Figura 67. Mixer De Laboratorio

Figura 68. Goma Guar WG-11

109

Figura 69. Medida para análisis de Viscosidad

Figura 70. Vista Superior del Mixer de Laboratorio

110

Para observar el tiempo de hidratación de la mezcla se pone diferentes

intervalos de tiempo.

Tabla 9. Análisis de viscosidad

3.2.4. CORTE DE TUBERÍA DE PERFORACIÓN APLICANDO SISTEMA

DE CORTE ABRASIVO

Analizado el punto libre, instalada la unidad de Coiled Tubing en la locación

revisado los parámetros procedemos a realizar el corte de tubería.

1.-Realizar con representantes de la empresa que requiera un servicio de

corte de tubería una reunión operacional sobre el trabajo que se va a realizar

y obtener permiso de trabajo.

2.- Probar, Calibrar el BHA de corte abrasivo de Coiled Tubing en superficie,

analizar el Over Pull de la tubería para tensionarla y verificar el corte en

superficie.

3.-Posicionar equipos de Coiled Tubing.

4.-Posicionar unidad de bombeo y Batch Mixer.

5.-Armar equipo de la forma estándar para trabajos con alta presión.

WG 11 (20 lb/1000 gal)

5 minutos 15 minutos 30 minutos 45 minutos

Viscosidad (cP) 11 12 12 12

WG 11 (30 lb/1000 gal)


WG 11 (40 lb/1000 gal)


111

Instalar sistema hidráulico de Coiled Tubing desde power pack hasta

Inyector y BOP.

Probar funcionamiento de la BOP:

Rams Ciegos

Rams Cortadores

Rams de Cuñas

Rams de Sellos

6.- Introducir tubería de CT 1 ½ pulgadas en el inyector.

7. - Vestir BHA para corte:

Tabla 10. BHA de corte de tubería

BHA DE CORTE DE TUBERIA

Roll-on Connector

Double Flapper Check Valve

Hydraulic Disconnector

Barra lisa

Hydrablast Pro Tool con

cabeza de corte de 3 jets de

0.115 pulgadas

8.- Instalar líneas de bombeo.

9.- Desplazar rollo de Coiled Tubing con fluido.

10.- Instalar unión o brida entre la BOP y Cruz de flujo.

11.- Instalar el inyector sobre la BOP y cruz de flujo.

12.- Instalar unión brida entre el cabezal del pozo y la cruz de flujo.

112

13.- Realizar prueba del sistema de alta presión con en líneas de bombeo,

Coiled Tubing, stripper, BOP y cabezal.

14.- Abrir válvula del pozo para bajar tubería flexible.

15.-Abrir válvula de retorno y válvula maestra.

16.- Bajar la Tubería del Coiled Tubing bombeando fluido a mínima tasa

realizando PULL TEST cada cierta profundidad hasta llegar a 200 FT antes

de profundidad de BHA del pozo, bajar velocidad a 20 ft/min a la profundidad

a determinada por registro de punto libre.

17.- Mezclar baches de arena, gel y bactericida.

18. Finalizado el trabajo de corte de tubería, retirar la tubería de Coiled Tubing.

19. Desarme de equipos.

3.3. TÉCNICA DE CORTE DE TUBERÍA APLICANDO SISTEMA

ABRASIVO

Utilizar un principio hidráulico aplicando fluidos abrasivos con altas

velocidades para cortes de tubería es una técnica que presenta mayores

ventajas tanto operacionales como de seguridad, ante los métodos

tradicionales como el corte mecánico o cortadores químicos. Optimizando de

esta manera el tiempo de corte y los recursos necesarios para el mismo.

113

Figura 71. Fluidos Abrasivos expulsado por los Nozzles

Para aplicar un corte de tubería debemos analizar en principio el cual nos va

a dar como resultado un corte óptimo, el realizar un corte de tubería con un

sistema abrasivo necesita un estudio previo ya sea el fluido que se aplicara,

el caudal necesario o la configuración de la herramienta.

3.3.1. FLUIDO OCUPADO EN EL CORTE DE TUBERÍA

El fluido que se va ocupar en el corte de tubería es muy importante analizarlo,

el fluido indicado.

114

3.3.1.1. Wash fluid

Las pruebas han demostrado que una solución de agua dulce polimerizado

0,3 % elimina la escala de 10 a 50 veces más eficazmente que el agua sola.

Las ventajas del agua dulce polimerizada son las siguientes:

3.3.1.2. Reducción de la fricción

Las pruebas han demostrado que el polímero mezclado con el agua aumenta

un 57 % más de fluidez al bombearlo que el uso de solo agua dulce.

Figura 72. Imagen de Reducción de Presión

(Halliburton, 2014)

3.3.1.3. Centrándose en el efecto

La corriente del chorro se mantiene más enfocada cuando son soluciones con

polímeros que el agua sola. Este efecto de enfoque disminuye la pérdida de

potencia de chorro como la distancia desde el chorro al objetivo.

115

Figura 73. Efecto del Uso de Hydra Blast

(Halliburton, 2014)

3.3.1.4. Bombardeo macromolecular

El alto peso molecular y resistencia del polímero hace que la corriente de

chorro que sale de los orificios de la herramienta pueda dar en el blanco con

más fuerza que el agua sola.

Figura 74. Bombardeo Macromolecular


Manual., 2014)

116

3.3.1.5. Suspensión

Una solución de agua dulce con polímeros 0,3 % mantendrá sólidos en

suspensión mucho más eficazmente que el agua sola.

Figura 75. Bombardeo Macromolecular


Manual., 2014)

3.3.2. FACTORES DE BOMBEO PARA REALIZAR UN CORTE DE

TUBERÍA ABRASIVO

En este programa ingresamos algunos datos los cuales nos darán como

resultado el Pressure Drop.

117

3.3.2.1. Diseño de presión de bombeo

Figura 76. Diseño de presión de bombeo

(Halliburton, 2014)

En este programa determinamos:

Para aplicar este software debemos analizar los nozzles, la densidad y el

caudal abrasivo.

3.3.2.1.1. Número de nozzles

El número de nozzles en el uso de corte de corte de tubería es 3 nozzles en

la boquilla esto se debe a que al tener 3 chorros que expulsan fluido a alta

velocidad podrán realizar un corte preciso y menos tiempo.

En la siguiente tabla podemos observar que a diferente tamaño de los nozzles

tenemos un diferente bombeo aplicando una misma presión.

∆P =Caudal2 ∗ densidad

12.032 ∗ [∑ area jet]2

∗ Cd2 Ecuación. [ 8 ]

118

El coeficiente de descarga es un valor el cual califica el desgaste de la

herramienta si la herramienta es nueva el valor seria 1 si ya tiene un

determinado desgaste por trabajos realizados el valor va disminuyendo.

3.3.2.1.2. Densidad del fluido en un corte abrasivo

La densidad del fluido es un parámetro muy importante para saber qué clase

de fluido vamos a inyectar al pozo, la densidad nos dará un valor promedio de

la movilidad del fluido en la herramienta Hydra Blast Pro Tool.

3.3.2.1.3. Caudal aplicado para corte abrasivo

Es la cantidad de fluido que pasa por un espacio determinado a cierto tiempo

y presión. En la herramienta Hydra Blast Pro Tool el caudal se lo calcula

dependiendo el fluido bombeado desde superficie.

119

Figura 77. Caudal de salida en la herramienta Hydra Blast Pro Tool


Manual., 2014)

3.3.3. CONFIGURACIÓN DE FONDO DE LA HERRAMIENTA PARA

CORTE ABRASIVO DE TUBERÍA

Para realizar un corte de tubería necesitamos diferentes tipos de conectores

válvulas, tubería y la herramienta que posee la tecnología necesaria para

realizar este tipo de trabajo, configurando un ensamblaje de la siguiente

forma:

120

3.3.3.1. Tubería de 1 ½ pulgadas

Esta tubería es la que se utiliza en los trabajos con Coiled Tubing es una

tubería constante y de pequeño diámetro.

3.3.3.2. Roll-on conector

Permite la conexión de herramientas excepto motores de fondo.

Figura 78. Roll-on Conector

Fuente: (Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating

Instructions Manual., 2014)

Esta herramienta nos ayuda acoplar la tubería con el BHA haciendo una

conexión segura entre las dos partes.

3.3.3.3. Conector doble cuñas

Este tipo conector se ocupa cuando se aplica torque, este se ocupa cuando

se necesita una mayor fijación.

121

3.3.3.4. MHA (Motor Hold Assamble)

Esta parte está encargada de brindar seguridad y dar soluciones rápidas en

caso de algún problema en el pozo en MHA está compuesto por las siguientes

partes:

3.3.3.4.1. Doble Flapper

La doble Flapper ayuda a que los fluidos del pozo no retornen por el interior

de la herramienta.

Figura 79. Doble Flapper


Manual., 2014)

3.3.3.4.2. Desconector Hidráulico

Se utiliza para desconectar la tubería en caso que haya un atrapamiento en

la herramienta en este caso el Hidra Blast Pro Tool.

Figura 80. Desconector Hidráulico


Manual., 2014)

122

Tabla 11. Parámetros del Desconector hidráulico

MAGNITUD PARAMETRO

OD (pulgadas) 1.81

LONGITUD(pulgadas) 12.03

PRESIÓN (psi) 10000

TENSIÓN (lb) 29000

PRESION LIBERAR (psi) 3300

3.3.3.4.3. Sub de circulación

Sirve para aislar el motor de fondo y ayuda a tener una mejor circulación de

sólidos en el anular en el anular. Esta herramienta es de mucha ayuda si se

nos queda pegada la herramienta ya que se inserta una esfera desde

superficie la cual ayudara a presurizar esta parte y hará que se despegue de

la parte inferior de la herramienta.

3.3.3.4.4. Disco de ruptura

Este es un elemento de seguridad para casos en los cuales se necesite parar

la circulación, este disco de ruptura se activa automáticamente al ver

presurizada esta sección, un ejemplo práctico utilizando el Hydra Blast Pro

Tool seria cuando existe un taponamiento en los jets.

123

3.3.3.5. Centralizador

Ayuda a que la herramienta pueda bajar sin topar las paredes del pozo y

estabiliza la dirección de la herramienta. El centralizador se puede expender

hasta 7” de diámetro.

3.3.3.6. Ancla

Es una herramienta hidráulica que nos sirve para fijar el BHA.

Nota: Todas estas herramientas nos ayudan a configurar el BHA de corte de

tubería abrasivo usando la herramienta Hydra Blast Pro Tool cada parte es

Válvula

doble

Flapper

Desconector

Sub de

circulación Disco de ruptura

Figura 81. MHA (MOTOR HOLD ASSAMBLE)


Manual., 2014)

124

esencial por seguridad, ajuste, conexión y centralización. El ensamblaje del

BHA de corte de tubería debe tener una buena configuración debido al trabajo

que se va a realizar tomando en cuenta altas presiones que la herramienta

maneja, una temperatura alta dependiendo a la profundidad del pozo.

125

CAPÍTULO IV

4. ANÁLISIS TÉCNICO DE LA HERRAMIENTA

HYDRA BLAST PRO TOOL

Con el fin de analizar la nueva tecnología de corte abrasivo en los pozos

petroleros de alto ángulo de inclinación en el Ecuador a continuación se

presentan el caso de corte de tubería en el pozo X-1:

En el pozo X-1 se presentó una pega de tubería de perforación a la

profundidad de 10022 pies con un ángulo máximo de desviación de 71°.

El trabajo consiste en realizar un corte de tubería abrasivo con la herramienta

Hydra Blast Pro Tool y la unidad de Coiled Tubing a una tubería de 5 ½

pulgadas DP S-135, ubicada en 9806.58 pies.

4.1. POZO X-1

Para realizar un trabajo se debe saber ciertos datos de pozo para poder

realizar un previo análisis de corte de tubería abrasivo.

4.1.1 CONSIDERACIONES DEL POZO X-1

La sarta de perforación se atasca a 1022 ft, sin circulación y pierde la rotación

y se tiene un torque de 28 Klbs-pie, a la sarta se la ha trabajado para tratar de

sacarla con 300 Klbs, se acciono el martillo en 5 ocasiones sin tener éxito

alguno. La sarta tiene un peso muerto de 260 Klbs, el pozo tiene una máxima

desviación de 71° con una restricción mínima en el ID de 2.75 pies, la tubería

126

que procederá a cortar es DP 5 ½ pulgadas S-135 ID 4.776 e= 0.36 pulgadas,

la profundidad a realizar el corte es de 9806.58 pies.

4.1.2. BHA DEL POZO X-1

La siguiente tabla muestra la configuración del BHA atrapado en el pozo X-1.

Figura 82. BHA de perforación pozo X- 1

(Halliburton, 2014)

127

4.1.3. SURVEY DEL POZO

El pozo X-1 posee un alto ángulo de inclinación el cual es un limitante para

otras técnicas que no sean Coiled Tubing.

En la siguiente grafica se muestra el survey de pozo indicando el punto donde

se procederá a realizar el corte de tubería.

Figura 83. Survey de pozo X-1

(Halliburton, 2014)

128

Figura 84. Diagrama del pozo X-1

(Halliburton, 2014)

4.2. REGISTRO DE PUNTO LIBRE DEL POZO X-1

En el pozo X-1 se determinó que el corte de tubería se realice a una

profundidad 9806.58 ft debido a que en este punto no existiría ningún

problema cuando se realice el trabajo de pesca de la herramienta.

30 20 10 0 10 20 30

Diameter (in)

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Me

asu

re

d D

ep

th (

ft)

Fluid Flow Path

Customer: Job Date: Ticket #:

Well Desc: Job Ty pe:Wellbore Geometry Version 1.0

25-Sep-14 12:33

129

Figura 85. Registro de Punto Libre pozo X-1

(Halliburton, 2014)

130

En el Registro de punto libre se observa el punto donde la tubería se encuentra

atrapada por lo siguiente es el punto ideal para proceder a realizar el corte.

4.3. OVERPULL APLICADO A LA SARTA DE PERFORACIÓN

DEL POZO X-1

El taladro de perforación aplica un crossover de 4 ft, la unidad de coiled instala

una grua de 80 TON. Teniendo tensionada la sarta con 40 lbf de over pull. El

total de altura en la mesa es 24 ft, esto permite un RIG UP adecuado de los

equipos.

Figura 86. Over Pull aplicado a sarta del pozo X-1

(Halliburton, 2014)

131

4.4. FLUIDO OCUPADO EN EL CORTE DE TUBERIA

ABRASIVO DEL POZO X-1

En el corte de tubería del pozo X-1 se ocupó la mezcla de los siguientes

compuestos con su respectivo volumen, la medida exacta ayuda a que el corte

sea óptimo.

Tabla 12. Fluido ocupado en el pozo X-1

COMPUESTO

Agua fresca

filtrada

Microsand

WG-11

SIEVE ANALISYS PARA EL POZO X-1

Se realizó un Sieve Analisys para saber las condiciones en las cuales se

encontraba la arena dando los siguientes resultados:

• El 51.11 % de la muestra de 100 gr. de arena utilizada se encontraba

en la malla 140.

• 35.12 % se depositó en la malla 200.

• El tamaño de la arena entre 0.0059 y 0.0041 pulgadas.

• 11.51 % en la malla 325.

• El mayor tamaño de partícula encontrado es 0.0787 pulgadas con un

0.10%.

132

Figura 87. Sieve Analisys para el pozo X-1

(Halliburton, 2014)

Conclusión:

No existen residuos que puedan interferir con la boquilla de la herramienta

Hydra Blast Pro Tool de diámetro 0.115 pulgadas.

133

Figura 88. Curva de Sieve Analisys del pozo X-1

(Halliburton, 2014)

4.5. BHA DE CORTE ABRASIVO CON LA HERRAMIENTA

HYDRA BLAST PRO TOOL

La configuración del BHA de corte de tubería abrasivo se armó de la siguiente

manera teniendo especificaciones de corte de tubería Drill Pipe 5 1/2pulgadas.

134

Tabla 13. BHA de corte del pozo X-1

BHA

Descripción OD

(pulgadas)

ID

(pulgadas)

LONGITUD

(pies)

Roll-on Connector 1.5 0.65 0.4

Double Flapper Check

Valve

1.75 0.87 1.47

Hydraulic Disconnector 1.81 0.625 0.98

Barra lisa 1.75 1 ¼ 3

Hydrablast pro tool con

cabeza de corte de 3 jets de

0.115”

2.26”

Figura 89. Herramienta Hydra Blast Pro Tool pozo X-1

(Halliburton, 2014)

135

Figura 90. Herramienta Hydra Blast Pro Tool pozo X-1

(Halliburton, 2014)

La herramienta de fondo estara ubicada de la siguiente manera en el pozo

para realizar el trabajo de corte de tuberia se debe tener en cuenta donde va

a estar ubicada la cabeza de corte ya que de este factor dependera el trabajo.

136

Figura 91. Funcionamiento de la Herramienta Hydra Blast Pro Tool en fondo

(Halliburton, 2014)

4.6. PRESIONES DE BOMBEO DEL POZO X-1

Utilizando un software para calcular la caída de presión en los nozzles, se

calcula que la circulación inicial obtenida en el pozo 42 gmp; 2964 psi.

137

Figura 92.Gráfico de presión de caída de la herramienta en el pozo X-1

(Halliburton, 2014)

La grafica muestra la caída de presión en la herramienta Hydra Blast Pro Tool.

El tiempo de jeteo abrasivo realizado fue correspondiente a 3 horas y 37

minutos. Se sintió un movimiento en la mesa del taladro a los 102 minutos.

Eso mostro que la tubería fue cortada con éxito.

138

Figura 93. Eventos del corte de tubería del pozo X-1

(Halliburton, 2014)

Evento del corte de tuberia Drill Pipe 5 ½ pulgadas:

2 Inicio de bombeo de gel + microsand 22:06:34

3 Se siente movimiento en mesa de taladro 23:48:15

4 Se inicia el desplazamiento de residuos con gel limpio 01:43:29

4.7. FATIGA DE LA TUBERÍA DEL COILED TUBING EN LA

OPERACIÓN DEL POZO X-1

Debido a que es una operación en un pozo altamente inclinado, la tubería

flexible sufre un cierto grado de fatiga, la fatiga que tiene la tubería en esta

operación es debido a desenrollar y enderezar la tubería desde el carrete, La

tubería sufre una fatiga al momento de doblar a través del cuello de ganso,

enderezar en el cabezal inyector, seguir la trayectoria del pozo altamente

inclinado y jalar fuera del agujero-doblar en el arco guía.

139

Figura 94. Fatiga inicial de la tubería de Coiled Tubing

(Halliburton, 2014)

La fatiga simulada está entre los rangos tolerables siendo 54.8%, la fatiga

inicial.

140

Figura 95. Fatiga final de la unidad de Coiled Tubing

(Halliburton, 2014)

El software IWI indica a tiempo real los datos muestra que existe una fatiga

máxima final de 56.6% en la operación de corte de tubería del pozo X-1.

4.8. RESULTADO DE CORTE DE TUBERÍA

Los resultados muestran que el trabajo de corte abrasivo utilizando la

herramienta Hydra Blast Pro Tool es efectivo, cuando la tubería es sacada a

superficie podemos observar que el trabajo fue realizado con éxito esto

muestra que este sistema abrasivo de corte puede cortar grandes espesores,

el resultado del corte ayuda a saber la forma del pescado que quedo en fondo

y así facilitar los trabajos futuros en el pozo X-1.

141

Figura 96. Resultado del corte de tubería DP 5 ½ pulgadas

(Halliburton, 2014)

Figura 97. Resultado de corte de tubería DP 5 ½ pulgadas

(Halliburton, 2014)

142

CAPÍTULO V

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

-La tecnología de corte abrasivo utilizando la herramienta Hydra Blast Pro Tool

es una herramienta de última generación que muestra mayor eficiencia que

otras técnicas de corte de tubería, llegando a cortar hasta Drill collar y HWDP

5 ½ pulgadas siendo la única tecnología capaz de realizar un corte de esta

magnitud.

-La tubería flexible es la solución para cuando existe un atrapamiento de

tubería en la perforación de un pozo con alta inclinación debido a que el Coiled

Tubing puede ingresar hasta los 90° de inclinación.

-Cuando existe un atrapamiento de tubería en un pozo con alta inclinación se

necesita una tecnología capaz de ingresar y deslizarse por el diámetro interno

de la tubería de perforación siendo la técnica de Coiled Tubing la mejor opción

ya que al ser una tubería constante y flexible esta no tienen limitaciones como

la tubería enroscable o el wire-line.

-En la industria petrolera ecuatoriana es la única tecnología capaz de realizar

cortes de tubería de perforación, realizando este tipo de cortes desde el año

2014 el tipo de corte abrasivo realiza un corte parejo en las paredes de la

tubería dejando la punta del pescado de manera que sea fácil recuperarlo.

-La mezcla del gel y la arena resulta efectiva para cortes de tubería, el ocupar

esta combinación no ocasiona daños posteriores a la formación del pozo,

debido a que esta composición no altera las propiedades de fondo del pozo.

143

-La medición del registro de punto libre debe ser lo más exacto posible debido

a que si se realiza un corte de tubería en el lugar incorrecto dificultara los

futuros trabajos de recuperación del BHA.

144

5.2. RECOMENDACIONES

- Antes de realizar un corte de tubería se debe analizar los parámetros

de la tubería a cortar, para tener en cuenta la cantidad de fluido

abrasivo que se ocupara en corte de tubería.

- Antes de realizar un trabajo de Coiled Tubing es necesario visitar la

locación para conocer las limitaciones de espacio y revisar el estado

actual del pozo.

- Poseer en locación unidad de filtrado para asegurar la calidad del

agua <10 NTU ya que el agua debe ser extremadamente limpia para

este tipo de trabajos.

- Una buena lectura de punto libre garantiza el trabajo de corte de

tubería, por lo cual el personal que procede a realizar el corte debe

estar capacitado para interpretar este tipo de registros.

- Para realizar este trabajo se debe tener en cuenta que el personal

debe estar capacitado para poder operar estas unidades ya que se

trabaja con altas presiones y químicos los cuales pueden causar

problemas a la salud si no se usa el equipo de protección personal

adecuado.

145

BIBLIOGRAFÍA

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Tubing, Asociacion International Coiled. (2007). Una Introduccion a la Tuberia

Enrollada.

Welltec. (s.f.).

147

ANEXOS

Anexo 1. Survey del pozo X-1

(Halliburton, 2014)

148

Anexo 2. Máxima tensión en la punta del Coiled Tubing

(Halliburton, 2014)

149

Anexo 3. Máximo peso a aplicar en la punta del Coiled Tubing

(Halliburton, 2014)

150

Anexo 4. Interface IWI

(Halliburton, 2014)

La línea azul y verde de la gráfica de arriba nos indica el peso que se

va a leer en el Indicador de peso durante la bajada (RIH) y el

levantamiento de la sarta de tubería flexible (POOH).

La línea roja nos indica que de acuerdo a los datos de desviación del

pozo, diámetros del aparejo que se le suministro al simulador, que no

existen problemas de la tubería flexible durante la bajada y

levantamiento a superficie, por efectos de compresión.

La línea café nos indica el límite de las líneas azul y verde sin correr

riesgo de romper la sarta de tubería flexible por peso o tensión.

151

Anexo 5. Propiedades de fricción de la Goma Guar

(Halliburton, 2014)

Friction - WG-11 - varying BaseGelViscosity

0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6

Flow Rate, bpm

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Well

bo

re T

rav

ers

e T

ota

l, p

sia

Curves1 cp 5.75 cp 10.5 cp

15.25 cp 20 cp

Customer: Job Date: Ticket #:

Well Desc: Job Type:Material Library 4.1.0.0

25-Sep-14 13:55

152

Anexo 6. Viscosidad vs concentración de Goma Guar

(Halliburton, 2014)

153

Anexo 7. Tiempo de hidratación de la Goma Guar

(Halliburton, 2014)

universidad tecnolÓgica equinoccialrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/14357/1/59519... ·...

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