universidad tecnolÓgica...

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

TESIS DE GRADO PREVIA A LA OBTENCION DEL TITULO DE

TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS AR

TEMA

APLICACIONES DE COILED TUBING (CTU) EN LA LIMPIEZA DE

PERFORACIONES EN UN POZO INYECTOR

AUTOR:

CRISTIAN E. TAMAYO S.

DIRECTOR DE TESIS:

ING. PATRICIO IZURIETA

Quito, Diciembre 2011

III

DECLARACIÓN

Yo, CRISTIAN ELICIO TAMAYO SOLORZANO, declaro que todo el trabajo aquí escrito

es de mi autoría y que no ha sido presentado para ningún grado profesional.

-------------------------------

Tamayo S. Cristian E.

C.I. 160037496-9

IV

INFORME DEL DIRECTOR

Con las facultades que me otorga la Universidad Tecnológica Equinoccial, como Director

de Tesis, del Sr. Estudiante Tamayo S. Cristian E. alumno de la Facultad de Ciencias de la

Ingeniería, carrera de Tecnología de Petróleos, debo indicar que el trabajo por el realizado y

supervisado por mi persona es de mi total aprobación, razón por la cual debo indicar que el

presente trabajo se encuentra listo para calificación y defensa.

---------------------------------------

Ing. Patricio Izurieta

DIRECTOR DE TESIS

V

DEDICATORIA

Ha sido el creador de todas las cosas, el que me ha dado fortaleza para continuar cuando a

punto de caer he estado; por ello, con toda la humildad que mi corazón puede emanar,

dedico primeramente mi trabajo a Dios.

De igual forma, a mis padres, Elicio y Yolanda, quienes han sabido formarme con buenos

sentimientos, hábitos y valores, lo cual me ha ayudado a salir adelante buscando siempre el

mejor camino.

A mi esposa Gabriela por su amor, apoyo y compañía en cada etapa del camino recorrido

juntos y, también en aquellos momentos difíciles.

A mi hermano Diego por su cariño incondicional y para toda mi familia, quienes han sido

un apoyo constante.

Cristian Elicio Tamayo Solórzano

VI

AGRADECIMIENTO

Primeramente agradezco a Dios, quien ha sido mi guía y fortaleza durante todo el camino

de mi vida para llegar a alcanzar el éxito en mis estudios y en mis futuros proyectos de

superación personal.

Además a mis padres, Elicio y Yolanda, a mi esposa Gabriela y a mi hermano Diego,

quienes con su apoyo, sacrificio y consejos me ayudaron día a día a enfrentar los

obstáculos de la vida, sobresalir y así llegar a concluir mi carrera universitaria.

Para toda mi familia, quienes han sido un apoyo constante e incondicional, que con sus

palabras de apoyo y preocupación me ayudaron a salir adelante para poder alcanzar mis

metas tanto en mi vida personal y como estudiantil.

Finalmente, a la Universidad Tecnológica Equinoccial, a los docentes de la carrera quienes

con sus conocimientos y apoyo me han ayudado a ser un profesional competitivo en el área

petrolera, para así desenvolverme actualmente en el cargo que desempeño.

VII

ÍNDICE GENERAL

CARÁTULA ......................................................................................................................... II

DECLARACIÓN ................................................................................................................ III

INFORME DEL DIRECTOR ........................................................................................... IV

DEDICATORIA ................................................................................................................... V

AGRADECIMIENTO ....................................................................................................... VII

ÍNDICE GENERAL .......................................................................................................... VII

INDICE DE CONTENIDOS…………………………………………………………………….VIII

ÍNDICE DE TABLAS ...................................................................................................... XIII

ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................... XIVIV

ÍNDICE DE FÓRMULAS ................................................................................................ XV

ÍNDICE DE ANEXOS ...................................................................................................... XV

RESUMEN ...................................................................................................................... XVII

SUMMARY .................................................................................................................... XVIII

VIII

INDICE DE CONTENIDO

CAPITULO I

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

1.1. OBJETIVO GENERAL. .............................................................................................. 2

1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ..................................................................................... 2

1.3. JUSTIFICACIÓN. ........................................................................................................ 3

1.4. IDEA A DEFENDER. .................................................................................................. 3

1.5. VARIABLES. ........................................................................................................... 3

1.5.1. VARIABLE DEPENDIENTE. ........................................................................ 3

1.5.2. VARIABLE INDEPENDIENTE. ......................................................................... 4

1.6. MARCO DE REFERENCIA. ........................................................................................ 4

1.6.1 MARCO TEÓRICO. ......................................................................................... 4

1.7. MARCO CONCEPTUAL. ............................................................................................ 5

1.8. METODOLOGÍA. ........................................................................................................ 6

1.8.1. TIPO Y DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN. .................................................... 6

1.9. MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN A EMPLEARSE. ....................................................... 6

1.9.1. MÉTODO GENERAL. ............................................................................................ 6

1.9.2. MÉTODO ESPECÍFICO. .................................................................................... 6

1.9.3. MODALIDAD. ........................................................................................................ 6

1.9.4. TÉCNICAS ............................................................................................................. 7

1.9.5. INSTRUMENTOS: .................................................................................................. 7

1.10. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN. ............................................................................... 7

1.10.1. REVISIÓN DE LITERATURA ESPECIALIZADA. ........................................ 7

1.10.2. CHARLAS TÉCNICAS INFORMALES. ......................................................... 7

IX

CAPITULO II

2. COMPONENTES ASOCIADOS A LA UNIDAD DE COILED TUBING. ............... 9

2.1. CABEZA INYECTORA. .......................................................................................... 10

2.2. CARRETE O BOBINA DEL COILED TUBING. .................................................... 18

2.3. PREVENTOR DE REVENTONES (BOP). .................................................................... 23

2.4. EQUIPO DE BOMBEO. ............................................................................................ 30

2.4.1. UNIDAD DE BOMBEO. ................................................................................... 30

2.4.1.1. UNIDAD DE ACIDIFICACIÓN (STT – 750). ....................................... 31

2.4.1.2. UNIDAD DE BOMBEO. ......................................................................... 32

2.4.1.3. EQUIPO ADICIONAL. ........................................................................... 34

2.4.2. HERRAMIENTAS DE ESTIMULACIÓN. ...................................................... 34

2.4.2.1. CONEXIONES EN SUPERFICIE. .......................................................... 34

2.4.2.1.1. LÍNEAS DE ALTA PRESIÓN ............................................................. 35

2.4.2.1.2. LÍNEAS DE BAJA PRESIÓN. ............................................................. 36

2.5. CONSOLA DE CONTROL DEL EQUIPO CTU. ..................................................... 37

2.6. REMOLQUE GRUA DE COILED TUBING…………………………………………..40

2.7. DESARROLLO DE LA TUBERÍA CTU. ................................................................. 41

2.7.1. CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERÍA ....................................................... 44

2.7.1.1. DE ACERO CONVENCIONAL ............................................................. 45

2.7.1.2. DE ACERO TEMPLADO EN CALIENTE (Q-T) .................................. 48

2.7.1.3. DE OTROS MATERIALES. ................................................................... 49

2.7.2. PROPIEDADES Y PARAMETROS FISICOS DE LA TUBERÍA CTU. ........ 51

2.7.2.1. COMPORTAMIENTO DEL COILED TUBING. ................................... 52

2.7.2.2. PUNTO DE ESTALLIDO O DE RUPTURA (EFECTO BALÓN) ...... 58

2.7.2.3. PUNTO DE COLAPSO ........................................................................... 59

X

2.7.2.4. HIDRÁULICA DEL COILED TUBING ................................................. 60

2.7.2.5. COMPORTAMIENTO DEL POZO ........................................................ 62

2.8. COMPONENTES DEL EQUIPO CTU. .................................................................... 63

2.8.1. EL POWER PACK. ........................................................................................... 63

2.8.2. LOS STRIPPERS (DESMONTADORES) ....................................................... 65

2.8.2.1. STRIPPER CONVENCIONAL .............................................................. 67

2.8.2.2. STRIPPER RADIAL ................................................................................ 68

CAPÍTULO III

3. HERRAMIENTAS PARA FONDO DE POZO. .......................................................... 73

3.1. CONECTORES. ........................................................................................................ 73

3.1.1. CONECTOR TIPO GRAPA. ............................................................................. 73

3.1.2. CONECTOR SETSCREW. ............................................................................... 75

3.2. VÁLVULAS CHECK. .............................................................................................. 76

3.2.1. VÁLVULA CHECK TIPO ALETA. ................................................................. 77

3.2.2. VÁLVULAS CHECK DE BOLA Y ASIENTO. ............................................... 78

3.3. BOQUILLAS Y SUBS A CHORRO (JETTING SUBS). .......................................... 79

3.3.1. SUBS DE CIRCULACIÓN. .............................................................................. 80

3.3.2. SUBS A CHORRO. ........................................................................................... 81

3.4. ARTICULACIÓN DE GIRO (SWIVEL JOINT). ..................................................... 82

3.5. ARTICULACIÓN DE DESCONEXIÓN (RELEASE JOINT). ................................ 83

3.6. VÁLVULA ALIVIADORA DE PRESIÓN ( PVR ). ................................................. 83

3.7 FILTROS DE RESIDUOS .......................................................................................... 84

3.8. CENTRALIZADORES ............................................................................................. 86

XI

3.8.1. CENTRALIZADORES DE ARCO-RESORTE ................................................ 87

3.8.2. CENTRALIZADORES RÍGIDOS .................................................................... 87

3.8.3. CENTRALIZADOR DE BRAZO-ESLABÓN .................................................. 88

3.9. MARTILLOS (JARS). ............................................................................................... 89

3.10. OVERSHOTS. ......................................................................................................... 90

3.11. ARPONES ............................................................................................................... 91

CAPÍTULO IV

4. HERRAMIENTAS DE PRUEBA ASOCIADAS CON LA UNIDAD CTU .............. 93

4.1. TAPÓN PUENTE PARA LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN. ................................ 93

4.2. EMPACADURAS DE PRUEBA INFLABLES PARA TUBERÍA DE

PRODUCCIÓN ................................................................................................................ 95

CAPÍTULO V

5. APLICACIÓN DEL SISTEMA CON COILED TUBING ................................................ 98

5.1 SELECCIÓN DE FLUIDOS ...................................................................................... 98

5.2 CARACTERÍSTICAS DEL POZO INYECTOR WANKE 3 A SOMETER A LIMPIEZA

DE PERFORACIONES Y ESTIMULACIÓN. ................................................................... 99

5.2.1 HISTORIA DEL POZO. .................................................................................. 100

CAPITULO VI

6.1. CONCLUSIONES………………………………………………………………………114 6.2. RECOMENDACIONES………………………………………………………………..115

XII

ANEXOS

BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................ 116

CITAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................................... 116

GLOSARIO ........................................................................................................................ 117

ANEXOS..…………………………………………………………….……………………….119

XIII

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla # 1 Especificaciones Unidad Acidificadora ................................................................ 32

Tabla # 2 Codificación Bombas: TWS – 400 – S ................................................................. 33

Tabla # 3 Propiedades Físicas del acero “HSLA” ................................................................ 46

Tabla # 4 Propiedades Químicas .......................................................................................... 46

Tabla # 5 Propiedades mecánicas del CTU de titanio .......................................................... 50

Tabla # 6 Dimensiones, valores de presión e información general del coiled tubing. ......... 52

Tabla # 7 Datos de inyección de agua ................................................................................ 102

Tabla # 8 Tratamiento químico .......................................................................................... 103

Tabla # 9 Sistemas a ser usados .......................................................................................... 104

Tabla # 10 Fluido de limpieza………………..…………………………………..……… 107

Tabla # 11 Sistema de Limpieza ......................................................................................... 109

Tabla # 12 Sistema de Costos ............................................................................................. 111

XIV

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura N.- 1 Unidad de Coiled Tubing ensamblada. .............................................................. 2

Figura N.- 2 Unidad de Coiled Tubing ................................................................................. 10

Figura N.- 3 Cabeza Inyectora de la Unidad de Coiled Tubing ........................................... 11

Figura N.- 4 Vista en corte de un Inyector. .......................................................................... 12

Figura N .- 5 Guia de Tubing o Cuello de Ganzo………………………………………………15 Figura N.- 6 Carrete de Servicio de la Unidad de Coiled Tubing. ....................................... 18

Figura N.- 7 Carrete y motor hidráulico. .............................................................................. 20

Figura N.- 8 Level Wind ……………………………………………………………………….21 Figura N.- 9 Preventor de Reventones .................................................................................. 24

Figura N.- 10 Ariete ciego .................................................................................................... 25

Figura N.- 11 Arietes Cortadores de Tubería ....................................................................... 26

Figura N.- 12 Arietes Deslizantes ......................................................................................... 27

Figura N.- 13 Arietes de Tubería .......................................................................................... 28

Figura N.- 14 Unidad de bombeo ......................................................................................... 31

Figura N.- 15 Consola de Control ........................................................................................ 39

Figura N.- 16 Diagrama - Consola de Control ..................................................................... 39

Figura N.- 17 Remolque y Grúa del Coiled Tubing ............................................................. 40

Figura N.- 18 Unidad de Coiled Tubing montada sobre el remolque .................................. 41

Figura N.- 19 Gráfico Torsión vs Tensión ........................................................................... 53

Figura N.- 20 Gráfico – Deformación Plástica ..................................................................... 55

Figura N.- 21 Desarrollo Cíclico del Doblamiento del CT .................................................. 57

Figura N.- 22 Diagrama de resultados .................................................................................. 58

Figura N.- 23 Diagrama Rata de Flujo vs Presión ................................................................ 61

Figura N.- 24 Configuraciones de las curvas del CT bajo cargas compresivas ................... 63

XV

Figura N.- 25 Power Pack ..................................................................................................... 64

Figura N.- 26 Componentes de un Stripper .............................................................................. 66

Figura N.- 27 Vista de sección transversal de un Stripper Convencional ................................... 68

Figura N.- 28 Stripper Radial ............................................................................................... 69

Figura N.- 29 Conector Tipo Grapa ...................................................................................... 75

Figura N.- 30 Conector Setscrew ......................................................................................... 76

Figura N.- 31 Válvula Check .................................................................................................. 77

Figura N.- 32 Válvula Check Tipo Aleta ............................................................................. 78

Figura N.- 33 Válvula Check tipo bola ................................................................................. 79

Figura N.- 34 Jetting Subs .................................................................................................... 80

Figura N.- 35 Subs de Circulación ....................................................................................... 81

Figura N.- 36 Swivel Joint (Articulación de Giro) ............................................................... 82

Figura N.- 37 Valvula Aliviadora de Presión ....................................................................... 84

Figura N.- 38 Filtro de residuos ............................................................................................ 86

Figura N.- 39 Centralizador Rígido ...................................................................................... 88

Figura N.- 40 Overshot ......................................................................................................... 91

Figura N.- 41 Tapón tipo Puente .......................................................................................... 94

Figura N.- 42 Pozo a ser intervenido…………………………………………………………..100

Figura N.- 43 Cabeza Inyectora………………………………………………………………..106

ÍNDICE DE FÓRMULAS

Fórmula 1. Para calcular la curva O-P .................................................................................. 56

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 1. Tablas de Conversión .......................................................................................... 122

Anexo 2. Hoja de Seguridad Msds – Xileno. ..................................................................... 124

XVI

RESUMEN

Basada en la investigación realizada de la Unidad CTU y su uso en la limpieza de

perforaciones de un pozo de petróleo, en esta tesis se realizó un estudio del Pozo Inyector

Wanke 3, el resultado del problema presentado en el pozo y del diseño del programa de

estimulación, tiene una aplicación concreta y puede mostrar resultados a los problemas

ocasionados en el pozo, permitiendo la medición de la eficacia del tratamiento.

CTU es un sistema portátil que funciona con energía hidráulica, de fácil transportación que

inyecta y recupera una sarta continua de tubería de diámetro pequeño dentro del pozo o dentro de

una sarta de gran longitud de tubería de producción o casing para efectuar servicios petroleros

como perforación, cementación, completación, estimulación.

En el Capítulo II se tiene una descripción general de todos los componentes que forman

parte de la Unidad CTU, los cuales nos ayudan a entender su aplicación para nuestro pozo.

En el capítulo III y IV nos centramos en la descripción de las herramientas que se usan en el

fondo del pozo y las herramientas de prueba asociadas a la Unidad CTU, información que

nos servirá para el debido análisis del problema que presenta nuestro pozo y la solución que

debemos dar.

Finalmente luego de realizado el tratamiento a nuestro pozo y su respectiva limpieza el

mismo muestra una recuperación en la inyección 17000 BWPD. Entonces podemos

concluir que dicho tratamiento nos mostró resultados aceptables y que antes de realizar el

tratamiento se registro una declinación de inyección de 16800 BWPD a 15000 BWPD.

XVII

SUMMARY

Based on the carried out investigation of the Coiled Tubing Unit and their use in the

cleaning of perforations of a well of petroleum, in this thesis one carries out a study of the

Well Wanke 3, the result of the problem presented in the well and of the design of the

stimulation program, it has a concrete application and it can show results to the problems

caused in the well, allowing the measurement of the effectiveness of the treatment.

The Coiled Tubing Unit it is a portable system that works with hydraulic energy, of easy

transportation that run in hole a continuous string of pipe of small diameter inside of the

production tubing to make oil services as cementation, completion and stimulation.

In the Chapter II has a general description of all the components that are part of the Coiled

Tubing Unit, which help us to understand their application of our well. In the chapter III

and IV we center ourselves in the description of the tools that are used in the bottom of the

well and the test tools associated to the Coiled Tubing Unit, information that will be used

for the due analysis of the problem that presents in the well as a solution that we should

give.

Finally after having carried out the treatment to our well and their respective cleaning the

same show us a recovery of the production of 17000 BWPD. Then we can conclude that

said treatment showed us acceptable results and that before carrying out the treatment we

had registration a decline production of 16800 BWPD to 15000 BWPD.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

La unidad de Coiled Tubing es una unidad autónoma de reparación (workover), fácilmente

transportable e hidráulica, que inyecta y recupera una tubería flexible y continua dentro de

una línea más grande de tubing o casing.

Este sistema no requiere de un equipo adicional de workover. La unidad puede ser utilizada

en pozos vivos y permite la continua inyección de fluidos mientras se continúa moviendo la

tubería flexible.

La acumulación de parafinas en los perforados del pozo, los agentes de sostén en

operaciones de fractura o los sólidos de perforación se pueden lavar y circular a superficie

utilizando el coiled tubing.

Los fluidos más utilizados son:

• Agua Gelificada

• Espuma estable (base nitrógeno)

• Solventes

• Nitrógeno

2

Figura N.-1

Unidad de Coiled Tubing ensamblada.

Fuente: Bloque 14 – Andes Petroleum

Elaborado por: Cristian Tamayo

1.1. OBJETIVO GENERAL.

Conocer los aspectos y características más importantes del Sistema de Coiled Tubing y su

aplicación en la limpieza de perforaciones de un pozo inyector.

1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

• Uso de los sistemas de Coiled Tubing (CTU).

3

• Ventajas de este sistema de tubería flexible con respecto a los Rigs de

Reacondicionamiento de pozos.

• Secuencia operativa de los procesos de limpieza de las perforaciones del Pozo

Inyector Wanke 3 en el Bloque 14.

1.3. JUSTIFICACIÓN.

La presente tesis nos permitirá conocer los aspectos y características más importantes de un Sistema

de Coiled Tubing, el cual se conoce con las siglas CTU, además nos permitirá conocer su uso en los

diferentes servicios y operaciones en donde se puede ejecutar. Cabe destacar que los temas a tratarse

serán lo más claro posible, ya que este sistema se lo puede usar desde los procesos de perforación

hasta los procesos de producción, pasando por las fases intermedias inherentes a la secuencia de

exploración hidrocarburífera.

1.4. IDEA A DEFENDER.

Si usamos el Sistema de Coiled Tubing para la limpieza de las perforaciones en un pozo

ahorraremos tiempo y dinero en comparación con el uso de un Rig de reacondicionamiento.

1.5. VARIABLES.

1.5.1. VARIABLE DEPENDIENTE.

• Pozos Inyectores.

4

1.5.2. VARIABLE INDEPENDIENTE.

• Sistema de Coiled Tubing

1.6. MARCO DE REFERENCIA.

En los siguientes puntos se menciona como funciona, los elementos del Coiled Tubing.

1.6.1 MARCO TEÓRICO.

Coiled Tubing (CTU) es un sistema portátil que funciona con energía

hidráulica, de fácil transportación que inyecta y recupera una sarta continua de tubería

de diámetro pequeño dentro del pozo o dentro de una sarta de gran longitud de tubería

de producción o casing para efectuar servicios petroleros dentro de las tareas de

perforación, cementación, completación, estimulación.

Es un equipo que consta básicamente de elementos similares al de una unidad

de workover, con la gran diferencia de que el Coiled Tubing presenta una tubería que

puede enrollarse en una bobina especial, desde la cual puede desplegarse hacia el

interior de un pozo perforado para realizar las labores indicadas. Este tipo de tubería

puede soportar presiones de trabajo de hasta 5000 psi y alcanzar longitudes de hasta

25000 pies.

El concepto operacional de un Sistema de Coiled Tubing implica correr una

sarta de tubería continua de cierto diámetro dentro de un pozo para ejecutar operaciones

específicas de servicio sin perturbar las características inherentes a las completaciones y

al equipo existente en un pozo perforado. Cuando se ha culminado cualquier tarea de

5

servicio dentro del pozo, la tubería es recuperada y enrollada en un gran carrete portátil

para ser transportada a otra locación.

Se sabe que a inicios de la década de los 60 ya existía varios tipos de unidades

de Coiled Tubing que estaban operando tanto en la industria de explotación de gas

como de petróleo, pero debido a numerosas fallas mecánicas de la mayoría de estas

unidades casi desaparecen del campo petrolero.

Luego de muchos años de investigación y en forma paralela al desarrollo

explosivo de la tecnología en el área petrolera, el Coiled Tubing ha alcanzado grandes

progresos técnicos que han permitido optimizar con calidad y seguridad trabajos como

bombeo, corrida de registros eléctricos y hasta perforación en hueco abierto.

1.7. MARCO CONCEPTUAL.

Unidad de Coiled Tubing.- es una unidad autónoma de reparación workover, fácilmente

transportable e hidráulica, que inyecta y recupera una tubería flexible y continua dentro de una línea

más grande de tubing o casing.

Centralizadores.- son colocados o están incluidos en una sarta de herramientas de Coiled Tubing

para mantener las herramientas separadas de las paredes de un pozo.

Registro en hueco abierto.- se trata principalmente de la ejecución de un servicio de evaluación de

la formación antes del asentamiento o colocación del casing o liner sobre el intervalo de interés.

6

Sarta de producción.- la instalación del Coiled Tubing como una sarta previa de producción se ha

limitado a pozos de baja producción o a pozos de gas con potenciales problemas de descarga de

líquido.

Punto de estallido o ruptura.- hinchamiento o abultamiento de la tubería como resultado del

aumento del diámetro de la misma.

1.8. METODOLOGÍA.

A continuación se indica cuales serán las técnicas y métodos para la presente investigación.

1.8.1. TIPO Y DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN.

La presente investigación se realizará basándose en los diferentes artículos publicados

y de las experiencias de compañías que han trabajado con estos equipos.

1.9. MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN A EMPLEARSE.

Se emplearán los siguientes métodos para el desarrollo de la misma:

1.9.1. MÉTODO GENERAL.

Método Deductivo.

1.9.2. MÉTODO ESPECÍFICO.

Experimental.

1.9.3. MODALIDAD.

Descriptiva.

7

1.9.4. TÉCNICAS

Visita al campo.

1.9.5. INSTRUMENTOS:

Libros

Manuales

Internet

1.10. TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN.

Las técnicas de investigación son las siguientes:

1.10.1. REVISIÓN DE LITERATURA ESPECIALIZADA.

Buscaré información técnica sobre el uso de Sistemas de Coiled Tubing, como

también en: fuentes de información de compañías de servicios especializadas en estos

equipos.

1.10.2. CHARLAS TÉCNICAS INFORMALES.

Se aprovechará la experiencia de expertos en sistemas de Coiled Tubing.

CAPÍTULO II

9

CAPÍTULO II

2. COMPONENTES ASOCIADOS A LA UNIDAD DE COILED TUBING.

La unidad de Coiled Tubing es un sistema de servicio portátil con fuerza motriz

hidráulica, diseñado para inyectar y recuperar una sarta continúa de tubería concéntrica a la

tubería de producción que tiene mayor diámetro interno, o en sartas de tubería de

revestimiento.

La tubería flexible esta diseñada para las aplicaciones de servicio de pozos, se halla

disponible en tamaños de 0,750" de diámetro externo hasta 3,5" de diámetro externo.

Los componentes básicos de una unidad de Coiled Tubing son los siguientes:

2.1. Cabeza Inyectora

2.2. Carrete del Coiled Tubing

2.3. Preventor de reventones

2.4. Unidad Operadora

2.5. Consola de Control

2.6. Remolque y Grúa del Coiled Tubing

2.7. La tubería enrollable

10

Figura N.- 2

Unidad de Coiled Tubing



2.1. CABEZA INYECTORA.

El inyector de la Unidad del Coiled Tubing es el componente usado para agarrar la

tubería de longitud continúa y proveer las fuerzas necesarias para desplegar y recuperar el

tubo dentro y fuera de la boca del pozo. El conjunto del inyector está diseñado para efectuar

tres funciones básicas:

11

1. Proveer el empuje requerido para insertar la tubería dentro del pozo contra la

presión o para vencer la fricción del pozo. La tubería puede ser insertada mientras

se la corre a extremo abierto, o usada para llevar hacia el interior del pozo

herramientas y dispositivos sujetos en el extremo de la tubería flexible.

2. Controlar la velocidad de descenso de la tubería dentro del pozo, bajo varias

condiciones de pozo.

3. Soportar todo el peso de la tubería y acelerarlo a la velocidad de operación, cuando

se esté extrayéndolo fuera del pozo.

Figura N.- 3

Cabeza Inyectora de la Unidad de Coiled Tubing

Fuente: Manual de Halliburton


12

Existen varios tipos de inyectores con tracción de cadena contra rotatoria en uso en

la industria de Coiled Tubing y la forma en la cual los bloques de agarre se cargan.

Una demostración simplificada de los componentes principales comunes a estos

tipos de inyectores, se muestra en la siguiente figura.

Figura N.- 4

Vista en corte de un Inyector.



El Inyector maneja la sarta de tubería continua usando dos protectores de eslabón de

las cadenas de empuje de tracción, los cuales son movidos por los motores de rotación

hidráulicos.

13

Un sistema de contra peso hidráulico provee el frenado dinámico cuando la presión

hidráulica de los motores hidráulicos cesa. Muchos motores tienen frenos actuados

mecánicamente, que se sueltan hidráulicamente y vienen como componentes internos que

traban automáticamente cuando la presión hidráulica cesa en el motor. En otros casos se

utilizan frenos mecánicos externos separados.

Las cadenas están fabricadas con bloques entrelazados montados entre los eslabones

y dispuestos de tal forma para que encaje toda la circunferencia de la tubería enrollada.

El concepto operativo fundamental del inyector de cadenas opuestas contra

rotatorias, es que usa cadenas de tracción fabricadas con bloques de agarre inter trabantes

montados entre los eslabones de la cadena.

Estos bloques de agarre están diseñados para minimizar el daño a la tubería flexible

y deben ser fabricados para ajustar la circunferencia de la sarta de tubería flexible, o

acabados con una forma en V para acomodar tamaños variables de diámetros externos de la

tubería flexible.

Los bloques que se encuentran dentro de la cadena son empujados sobre la tubería

por una serie de rodillos de compresión hidráulica que reparten la fuerza requerida para

estabilizar la fricción del sistema de empuje y sostenimiento.

Este Ensamble de Mando o de Manejo opera basándose en el principio de control de

Fricción, donde el tubing es sostenido entre bloques opuestos que proveen una suficiente

14

magnitud de fuerza normal aplicada, dando como resultado una fuerza tangencial mayor

que la fuerza axial de carga del tubing.

La fuerza normal que se aplica es generada por dos cilindros hidráulicos directores,

los cuales se encuentran conectados a un brazo reciprocante. Un brazo idéntico es colocado

en forma mecánica para oponerse al movimiento: por lo que el tubing está sostenido por los

dos brazos, cuyas presiones de fricción son uniformes, lo que evitará la deformación del

tubing.

El Inyector se encuentra equipado con un ensamble ubicado en la parte superior que

provee de soporte, dirección y alineación adecuados a la tubería flexible dentro de las

cadenas agarradoras del Inyector.

Consiste de un sistema de rulimanes dispuesto en forma de arco, llamado el

Ensamble de Guía del Tubing ó Cuello de Ganso (Goose Neck), montado directamente

sobre los protectores del eslabón, encima del Inyector, sirviendo de soporte y

direccionamiento para recibir la tubería enrollada que viene desde el carrete y guiarla por

los bloques de la cadena agarradora del Inyector.

15

Figura N.- 5

Guía del Tubing o Cuello de Ganso.



El ensamble de la Guía de Tubería incorpora una serie de rodillos montados a 90°

sobre el armazón arqueado, el cual tiene el mismo radio-curvatura de la bobina o carrete de

servicio.

Generalmente, la longitud del radio del Guía-Tubería varia entre 60 y 72 pulg para

tubería de ¼ - 1 ½ pulg. Mientras que para tuberías más anchas, por ejemplo de 1 1/3 – 2

pulg, se requiere que el radio del Guía-Tubería sea de 84 pulg. mínimo.

En la base del Inyector se ubica la Prensa Estopa (Stuffing Box), la cual se opera

hidráulicamente y contiene un elemento elástico que se comprime con la tubería, su

finalidad, aislar la presión anular del pozo perforado de la atmósfera.

16

Es de importancia crítica que el inyector tenga un indicador de peso que mida la

carga de tensión de la tubería flexible justamente por encima del stripper, con una pantalla

de peso medido que pueda ver el operador de la unidad durante el servicio con la tubería

flexible.

Deberá también tenerse un indicador que mida la fuerza de compresión en la tubería

flexible, debajo del inyector cuando se está insertando la tubería flexible a presión dentro

del pozo ( a menudo se refiere a esto como un peso negativo ).

En la base del inyector se halla un mecanismo de stripper hidráulicamente operado

que se posiciona a lo largo del eje central de la tubería flexible cuando se asegura en el

conjunto motor de la cadena.

El Stripper es el dispositivo de control de presión primario en el arreglo de los

preventores de reventones de la unidad de Coiled Tubing. La presión de trabajo máxima

estándar especificada para el conjunto del stripper es de 10.000 psi, pero algunos de los

nuevos conjuntos de stripper están diseñados para presiones de trabajo hasta 15.000 psi.

En inyectores de tecnología más avanzada, cuando se transporta herramientas hasta

el fondo del pozo, se utiliza un Indicador de Peso “doble acción” que dimensiona las cargas

de empuje repartidas sobre el Coiled Tubing, el inyector se ubica encima del cabezal del

pozo y se sostiene de dos formas:

1. Mediante soportes telescópicos, ó

2. Mediante una estructura de acero elevada hidráulicamente, llamada

Jack Stand (Plataforma Hidráulica Elevada).

17

Estas estructuras sirven para balancear la carga total del ensamblaje de la Unidad

Inyectora del Tubing y la sarta del trabajo sobre la cabeza del pozo y para asegurarlas

contra movimientos laterales. La Cabeza Inyectora está libre de moverse verticalmente

dentro de la estructura guía para permitir el funcionamiento del Indicador de Peso.

Los Soportes Telecópicos, son utilizados por lo general cuando la altura de los

Inyectores o debido al diseño del cabezal del pozo, no permiten usar el Jack Stand. Al usar

los soportes telescópicos, las secciones altas se insertan dentro de las cuatro ranuras

localizadas en el armazón del Inyector, y se aseguran con pines a las alturas requeridas. En

cada soporte se coloca una base de amortiguamiento la misma que permite distribuir

uniformemente el peso el Inyector.

El Jack Stand (Plataforma Hidráulica Elevada) se recomienda ser usado en

superficies que no presenten obstáculos (para Offshore). Este tipo de plataforma nos ayuda

a distribuir el peso del Inyector en forma uniforme alrededor del perímetro del lugar de

asentamiento.

El Inyector siempre debe asegurarse al piso con por lo menos un contraviento en la

parte frontal y dos en al parte posterior, estos deben colocarse para minimizará el impacto

debido a los bruscos movimientos creados por los momentos o fuerzas estáticas generadas

en el cabezal del pozo.

18

2.2. CARRETE O BOBINA DEL COILED TUBING.

El Carrete de servicio sirve como un mecanismo de almacenamiento de la tubería

flexible durante el transporte y como el dispositivo de bobinado durante las operaciones con

tubería flexible.

Es un tambor grande de acero, cuyo diámetro va de 60 a 72 pulg. Mientras que el

diámetro de su borde externo es de 9 pies. Con estas medidas es posible envolver tubería

continua de hasta 2.600 pies de longitud de 1 pulg. de diámetro, o enrollar tubería de hasta

22.000 pies de longitud de 1 ¼ de pulg. de diámetro.

Figura N.- 6

Carrete de Servicio de la Unidad de Coiled Tubing.



El extremo interno de la unidad, está conectado a través del segmento hueco del

núcleo del carrete, a una articulación giratoria de alta presión montada directamente en el

19

núcleo. Esta articulación giratoria, esta asegurada a una sección estacionaria de la tubería

que está luego conectada al sistema de bombeo de fluido o gas. En consecuencia pueden

mantenerse el bombeo y la circulación continuos durante el trabajo.

Además del servicio de bombeo de fluidos del carrete, existen sartas de tubería

flexible que se usan específicamente para servicios de líneas eléctricas de cable (wireline

eléctrico). La línea de cable se corre por dentro de la tubería flexible y termina en el núcleo

del carrete, saliendo por un compartimiento de entrada a presión.

El cable multi- conductor, se corre de la entrada a presión a una conexión rotatoria

(anillo colector) similar a aquellos que se encuentran en las unidades de líneas de cables

eléctricos. En los carretes equipados para servicios de líneas eléctricas, estas conexiones

eléctricas están ubicadas en el núcleo del carrete, opuestas a la articulación giratoria.

La rotación del carrete de servicio se controla mediante un motor hidráulico que

puede estar montado en el bloque del carrete para dar tracción directa, o puede ser operado

por el conjunto motor de cadena y rueda dentada. Este motor se usa para mantener una

tracción constante en la tubería, manteniendo en consecuencia la tubería envuelta

ajustadamente sobre el carrete.

Durante la inyección de la tubería, se mantiene una ligera contra- presión en el

motor del carrete para permitir que el inyector tire, desenvolviendo la tubería del carrete, al

mismo tiempo que mantiene la tubería en tensión entre el inyector y el carrete. La tensión

provista por el carrete sobre la tubería flexible entre el carrete y el inyector, se llama

comúnmente la contra- tensión del carrete.

20

Figura N.- 7

Carrete y motor hidráulico.



El sistema motor del carrete debe producir suficiente tracción para proveer a la

tubería flexible la tensión requerida para doblar la tubería sobre el arco guía y llevarlo hacia

el carrete.

La tubería flexible almacenada en un carrete de servicio tiene tensiones residuales

internas que crean una condición para la potencial desenvoltura y salto hacia afuera como

resorte de la tubería desde el carrete, si es que se afloja la contra-presión en la tubería.

21

Para evitar que la tubería flexible se suelte con esta acción de resorte o látigo, el

extremo libre de la tubería flexible debe ser siempre mantenido en tensión. Durante las

operaciones, la contra- tensión del carrete evita que el mismo salte como resorte.

La tubería es guiada hacia la bobina por medio de un mecanismo denominado

“Level-Wind” (Nivel Devanado), el cual sirve para alinear correctamente la tubería cuando

se envuelve o cuando se devana del carrete.

Figura N.- 8

Level Wind –Guía de la Tubería.



El ensamble del nivel del devanado abarca todo el ancho del carrete y puede ser

levantado hasta la altura deseada para alinear la tubería entre la Guía del Inyector y el

carrete.

22

Sobre el Level Wind (Nivel Devanado) se encuentra un Aparato Contador de

Tubería que con una serie de ruedas engranadas en contacto con la tubería enrollada sirve

para la medición mecánica del piezaje de la tubería que se utiliza en una operación.

Deberán también incluirse ítems adicionales de seguridad en el conjunto del carrete,

para proveer un sistema de frenos activado hidráulicamente. La función principal del freno

del carrete, es la de detener la rotación del tambor si es que la tubería se parte

accidentalmente entre el carrete y el inyector, o si ocurre una condición de escape

descontrolado.

Este sistema de frenos no tiene la intención de detener la provisión de tubería

descontrolada en el nodo de escape, sino solamente ofrecer resistencia para disminuir la

velocidad de la rotación del carrete.

El freno puede también minimizar la tendencia de la tubería en el carrete, de saltar

como resorte en el caso de pérdida de presión hidráulica y por lo tanto, perdida de la contra-

tensión del carrete.

Cuando se trasporta el carrete, el freno evita la rotación del carrete. Muchas

unidades incorporan un dispositivo en sus sistemas de potencia hidráulica, para proveer

contra- presión en el motor que disminuya la velocidad del carrete.

23

2.3. PREVENTOR DE REVENTONES (BOP).

El Preventor de Reventones (BOP) es la parte crítica de toda la unidad de Coiled

Tubing, y se la utiliza en cada operación de servicio. Los arietes hidráulicamente operados

en la columna de preventores de reventones necesitan efectuar cuatro funciones:

1. Sellar el orificio abierto,

2. Cortar la tubería,

3. Sujetar la tubería y,

4. Sellar alrededor de la tubería.

Según lo requieran las aplicaciones, pueden añadirse más preventores de reventones

para mejorar la seguridad, la flexibilidad y los requerimientos operativos. Los preventores

de reventones se hallan disponibles desde 2 1/2" hasta 6 3/8 y con presiones especificadas

hasta de 15000 psi en calidades estándar y para H2S.

El preventor de reventones (BOP) está compuesto por: 4 arietes hidráulicos que

soportan una presión de hasta 10.000 PSIG.

Las 4 secciones del BOP están equipados (de arriba hacia abajo), con:

• Arietes ciegos,

• Arietes cortadores de tubería,

• Arietes deslizadores, y

• Arietes de tubería.

24

Figura N.- 9

Preventor de Reventones



LOS ARIETES CIEGOS, se utilizan para sellar el pozo en la superficie cuando se

pierde el control del mismo. El sellado de los arietes ciegos, ocurre cuando los elementos de

elastómero dentro de los arietes se comprimen el uno contra el otro.

Para que los arietes ciegos funcionen apropiadamente, la tubería u otras

obstrucciones a lo largo de los casquetes de los arietes deben ser retirados.

25

Cabe hacer notar que el sello de presión en el conjunto del ariete ciego, está

diseñado para sostener la presión solamente desde abajo.

Figura N.- 10

Ariete ciego



LOS ARIETES CORTADORES DE TUBERÍA, rompen, cortan o parten la

tubería flexible si la cañería se traba dentro de la columna de preventores, o si es necesario

cortar la cañería (por ejemplo por planes de contingencia) y para retirar del pozo el equipo

de superficie.

A medida que se cierran las hojas de corte sobre la tubería flexible, las fuerzas

impartidas mecánicamente llevan el cuerpo del tubo a la falla. Las hojas de corte deberían

ser dimensionadas de acuerdo a la tubería en uso, para dar un corte en circunferencia. Si el

corte es deformado, el tubo debe ser arreglado para devolverle su geometría apropiada.

Debe tenerse disponible suficiente fuerza y área hidráulicas para cortar a través de la

26

tubería. Pudieran requerirse unidades hidráulicas, accesorios de refuerzo, o unidades de

actuadores, dependiendo de la tubería.

Figura N.- 11

Arietes Cortadores de Tubería



LOS ARIETES DESLIZANTES, deben estar equipados con dientes bi-

direccionales que al activarlos se aseguren contra la tubería, resistiendo el peso de la cañería

que se halla por debajo.

Los arietes deslizantes también se cierran sobre la cañería y aseguran e impiden el

movimiento en el evento que la presión del pozo amenace el riesgo de expulsar la tubería

fuera del pozo.

27

Estos arietes están provistos con mangas de guía, las cuales centran apropiadamente

la tubería flexible dentro de las ranuras interiores del cuerpo del ariete, a medida que las

cuñas se vayan cerrando.

Figura N.- 12

Arietes Deslizantes



LOS ARIETES DE TUBERÍA (O DE STRIPPING), están equipados con sellos

de elastómero pre-formados para ajustar al diámetro exterior especifico de la tubería

flexible en servicio.

Cuando se cierran contra la tubería flexible, los arietes de tubería se usan para aislar

la presión del espacio anular del pozo debajo de los arietes.

28

Estos arietes están también equipados con manguitos guía para centrar

apropiadamente la tubería flexible dentro del rebaje de la abertura, a medida que se van

cerrando los ariete.

Figura N.- 13

Arietes de Tubería



Los arietes ciegos y los arietes cortadores de tubería, generalmente, están separados

de los arietes deslizadores y de los arietes de tubería por un borde salido en el cuerpo del

Preventor de reventones el cual es utilizado como una línea de matado durante el control del

pozo.

Una válvula especificada a la Presión de Trabajo Máxima Permisible (MAWP) de la

columna de preventores de reventones (usualmente 10.000 psi) está montado sobre la brida

de la línea de matado. También se incluye por lo menos una válvula de aislamiento de

diámetro pleno de alta presión.

29

Desde esta válvula, se corre típicamente una línea Chiksan de alta presión para

conectar la línea de matado a los preventores de reventones. La línea de matado

normalmente se usa para bombear fluidos dentro del pozo. En una emergencia, la válvula

del lado de la salida con brida de los preventores de reventones, debe usarse para efectuar el

retorno o invertir la circulación de fluido.

No obstante, hacer retornos a través de la línea de matado expone los juegos

inferiores de arietes y los casquillos, a la acción de los sólidos, desperdicios y otros fluidos

de retorno. Esto pudiera afectar adversamente el funcionamiento de los arietes y no es una

práctica recomendable.

En los servicios de reparación y terminación de pozos que requieren circulación de

los retornos del pozo hacia la superficie (desperdicios, ácido consumido, etc), se

recomienda el uso de una “T” de flujo separada, montada directamente debajo de la

columna de preventores de arietes cuádruples.

La conexión tipo “T” tiene que estar equipada con una válvula aisladora de presión.

En todos los cuerpos de los BOP, los compartimentos de los arietes ciegos y de los arietes

de desmantelamiento están equipados con pórticos que permiten a la presión el equilibre

dentro de los cuerpos de los arietes y posibilitará que la presión diferencial se equilibre en

caso de que se activen los arietes.

30

UNIDAD OPERADORA.

La unidad operadora del sistema de Coiled Tubing está organizada para operar

todos sus componentes. El tamaño del motor primario del ensamble varía de acuerdo a las

necesidades de la unidad hidráulica de empuje. El mecanismo principal para unidad

específica de Coiled Tubing, puede fluctuar desde un conjunto desplegable hasta un

conjunto deslizante auto soportado costa afuera.

Los conjuntos o paquetes estándar de estos transferidores, en la mayoría de las

unidades de Coiled Tubing, están equipados con motores a diesel y bombas hidráulicas.

2.4. EQUIPO DE BOMBEO.

El equipo de bombeo consta de los siguientes componentes los cuales se describen

a continuación:

2.4.1. UNIDAD DE BOMBEO.

Cada camión esta equipado con una bomba criogénica con un diseño de lubricación

y cojinetes que permite un amplio rango de caudales de bombeo, puede estar montada en

una unidad combinada o en un skid.

31

Figura N.- 14

Unidad de bombeo



2.4.1.1. UNIDAD DE ACIDIFICACIÓN (STT – 750).

El equipo de acidificación consta de un camión bombeador con dos tanques donde

se preparan los químicos que se van a inyectar al pozo, los tanques están diseñados para

resistir al ácido y los solventes, cuya capacidad puede ser:

a) Twin 750 gl (2,8 m3)

32

b) 1.500 gl (5,7 m3)

c) Trailer 5.000 gl (20 m3)

Para la preparación del ácido se disponen sistemas de mezcla que recirculan los

fluidos y no se decanten por diferencia de densidades, según la configuración de la

unidad podemos tener distintos sistemas de mezcla como:

a) Tobera manual

b) Tobera automática

c) Mezcla en Jet

d) Agitadores en tanque

Tabla # 1

Especificaciones Unidad Acidificadora

STT – 750

Potencia instalada

Sistema mezcla

Tanques de ácido

Control trailer

Conexiones succión

475 HP

Tub / Jet

Twin 750 gl

Cabina local

4 pulgadas

Fuente: BJ SERVICES (4)


2.4.1.2. UNIDAD DE BOMBEO.

Esta unidad esta compuesta por dos motores a diesel que accionan dos bombas de

tres pistones cada una que pueden dar hasta 15.000 Psig cada una, sin embargo en BJ

33

SERVICES ECUADOR, se usa las unidades PSM (mezcla de lechada a presión) que es una

unidad dual que permite realizar trabajos de cementación / acidificación.

Para los trabajos de estimulación se usa bombas de flujo intermitente que permite

corto tiempo de operación con bajos caudales y altas presiones, las unidades de bombeo se

identifican según normas internacionales∗. Así:

Tabla # 2

Codificación Bombas: TWS – 400 – S

Primera Letra Segunda y Tercera

Letra

Indicador Últimas dos letras

Número

Cilíndricos

Ciclo de operación Presión máx. Diseño

C = Duplex

T = Triples

Q = Quintuplex

WS = Flujo intermitente

HB = Flujo continuo

400 BHP LW = Diseño

Especial

S = Corto

HV = Válvula

horizontal

Fuente: JAMES (26)


Estas bombas son alimentadas por bombas centrífugas a 300 RPM.

∗ NORMA ASME STD A -442

34

2.4.1.3. EQUIPO ADICIONAL.

En este caso la unidad acidificadora, tiene un panel de controles con los medidores

necesarios pare el desarrollo de la operación; esta unidad dispone de lo siguiente:

a) Registrador de presión desde 1.000 hasta 15.000 Psi

b) Contador de barriles

c) Medidor de presión de centrífuga, bomba de aceite, de aire, aceite.

d) Medidor de temperatura desde 60° C hasta 120° C.

2.4.2. HERRAMIENTAS DE ESTIMULACIÓN.

SCHLUMBERGER (8) indica que los programas de operación y armado del equipo

en superficie los realiza el departamento de ingeniería y cada programa es diferente puesto

que se realizan trabajos diferentes, el objetivo de las herramientas para realizar una

estimulación es armar confiablemente y seguro el equipo que se utiliza en este tipo de

trabajo.

2.4.2.1. CONEXIONES EN SUPERFICIE.

JAMES (26) determina que todos los trabajos que se realizan en pozo se necesita

conexiones hidráulicas de baja presión o de lata presión; estas conexiones se hacen por

medio de mangueras o tuberías y son para unir hidráulicamente tanques y bombas o

bombas entre si o con el pozo.

35

2.4.2.1.1. LÍNEAS DE ALTA PRESIÓN

SCHLUMBERGER (8) especifica que las líneas de alta presión son aquellas que

van de 4.000 - 20.000 Psig. Las conexiones de alta presión se pueden identificar por el

grosor de sus paredes, estas usualmente son de acero y la medida del diámetro interno son:

a) 1 pulgada

b) 1 ½ pulgada

c) 2 pulgadas

d) 2 ½ pulgadas

e) 3 pulgadas

f) 4 pulgadas

“La línea de alta presión al pozo no debe ser rígida y debe tener la libertad de

movimiento en todos los planos”∗, estas líneas son usadas para el bombeo de fluidos

energizados con gases (N2 ó CO2) o fluidos de cementación o fracturación.

Las mangueras de alta presión fabricadas de goma o caucho de cubierta externa, son

las que se emplean para el lavado de las líneas de servicio, transferir ácido o fluidos de

desplazamiento, estas mangueras no deben ser usadas para bombeos a presión o como parte

de las líneas de venteo de alta presión, estas mangueras solas pueden ser usadas para aliviar

la presión cuando están fijas a los manifolds de los bombeadores a presión.

∗ SCHLUMBERGER (8)

36

2.4.2.1.2. LÍNEAS DE BAJA PRESIÓN.

SCHLUMBERGER (8) establece que las líneas de baja presión son aquellas

menores de 500 Psig, también son identificadas por su diámetro interno y generalmente son:

a) 3 Pulgadas

b) 4 Pulgadas.

Estas líneas están generalmente asociadas con la unión para la alimentación de los

mezcladores, transporte de químicos o ácidos; usualmente son mangueras de goma o

plástico o materiales combinados y reforzados a veces con una estructura de metal en forma

y mantener la resistencia, en este tipo de líneas se debe tener cuidado de no sobre presurizar

las mangueras.

Una aplicación de estas líneas de baja presión son las líneas de succión para

transferir fluidos a los bombeadores (excepto fluidos energizados); como fluido de

desplazamiento, para esto se debe tener una manguera extra a de respaldo por si se necesita

mayor fluido, según SCHLUMBERGER (8) se debe operar estas líneas con un caudal

máximo así:

a) Servicio con petróleo 8 bbl/min.

b) Servicio con agua 10 – 12 bbl/min.

Esto para minimizar la erosión y desgaste de las paredes internas de la tubería.

37

2.5. CONSOLA DE CONTROL DEL EQUIPO CTU.

El diseño de la consola de control para una unidad de tubería flexible, puede variar

con cada fabricante, sin embargo, normalmente todos los controles están posicionados en

una consola remota.

La cabina se encuentra en una posición alta, esto para poder obtener una buena

visibilidad, además, todos los controles e instrumentos son comprensivos y están diseñados

para reducir la fatiga, con el objetivo de proveer al operador un conocimiento cabal de las

condiciones de operación del la Unidad de Coiled Tubing.

Dependiendo de los requerimientos del operador, la consola puede ser ubicada en el

sitio mismo del pozo. Desde el panel de control se activan los motores de la Bobina o

Carrete y del Inyector, esto se logra a través de una válvula que determina el movimiento de

la tubería, así como su dirección y velocidad de operación. Además en la consola se

encuentra el interruptor de corte del motor para cualquier caso de emergencia.

A lo largo del panel se ubican los medidores exteriores de presión en el cabezal del

pozo y de la extensión del tubing, con válvulas de control para accionar la gran cantidad de

componentes del preventor de reventones. Sobre el panel se encuentra una válvula maestra

de bloqueo, con lo cual las válvulas del BOP no pueden ser accionadas accidentalmente y

por lo tanto no actuarán los arietes antes de que se decida realizar esta operación.

Los siguientes controles deben ser controlados para asegurarse que el equipo esté

funcionando correctamente:

38

• Fuerza de Tracción: La fuerza de agarre o sujeción que el inyector aplica a la tubería

flexible.

• Tensión de Cadena: La tensión de la cadena necesaria para la inserción y eliminar la

parte floja (de la cadena)

• Presiones hidráulicas del Sistema de Control de Pozo.

• Presión Hidráulica de la Contra- Tensión del Carrete.

• Presión Hidráulica del Sistema Motriz del Inyector.

• Presión Hidráulica del Stripper.

• Presión y Tensión de Operación del Carrete de Tubería.

• Dirección del Nivelador de Envoltura y Dirección del Carrete de Tubería flexible.

• Presión de Operación del Inyector de Tubería y Dirección (entrada ó salida del pozo

o parada).

• Enganche de Emergencia del Acumulador de Preventores de Reventones.

• Arranque y Parada del Grupo Motriz o Fuente de Poder.

• Velocidad de .Aceleración del Motor del Grupo Motriz.

• Presión del Sistema de Aire.

• Presión del Circuito Auxiliar.

39

Figura N.- 15

Consola de Control



Figura N.- 16

Diagrama - Consola de Control

Fuent

e: Manual de Halliburton


40

2.6. REMOLQUE Y GRUA DEL COILED TUBING.

El remolque se usa como transporte para la Unidad de Coiled Tubing en

operaciones realizadas en tierras, lo que implica llegar a una base de operación denomina

locación.

Figura N.- 17

Remolque y Grúa del Coiled Tubing



41

El remolque es una cubierta en declive flotante, el mismo que se encuentra equipada

con una grúa telescópica. Integrada a la grúa está el sistema hidráulico de contravientos que

estabilizará el remolque al momento de la operación.

Para su funcionamiento, la unidad entera de Coiled Tubing, es ensamblada sobre el

remolque y conectada a todos los aditamentos de la locación. La finalidad principal de la

grúa hidráulica es ubicar el inyector y el BOP sobre la cabeza del pozo.

Figura N.- 18

Unidad de Coiled Tubing montada sobre el remolque



2.7. DESARROLLO DE LA TUBERÍA CTU.

Los inicios de la tecnología de tubería flexible (CT, por sus siglas en inglés) se

remontan al proyecto PLUTO (Líneas de Conducción debajo del Océano), un plan súper

42

secreto concebido para instalar líneas de conducción a lo largo del Canal de la Mancha

durante la Segunda Guerra Mundial.

En junio de 1944, los ingenieros de las Fuerzas Aliadas desplegaron varias líneas de

conducción para suministrar combustible a las fuerzas invasoras del DIA D. La mayor parte

de las líneas estaban fabricadas con uniones de 12 m [40 pies] y 3 pulgadas de diámetro

interior (ID, por sus siglas en inglés), tubos de acero con un espesor de 0.212 pulgadas

soldados entre si para formar secciones de 1220 m (4.000) pies.

Estas secciones de tubos más grandes se soldaban extremo con extremo, se

enrrollaban en tambores flotantes de 40 pies de diámetro y se remolcaban con

embarcaciones para tendido de cables.

El despliegue exitoso de 23 líneas de conducción cuya longitud oscilaba entre 48 y

113 k.m. estableció las bases para el futuro desarrollo y utilización de la tubería flexible en

pozos de petróleo y gas.

Los elementos de los cabezales de inyección del Coiled Tubing modernos pueden

encontrarse en un dispositivo desarrollado por Bowen Tools a comienzos de la década de

1960 para el despliegue de antenas de radio en la superficie del océano, desde submarinos

sumergidos hasta 183 m [600 pies] de profundidad.

La primera de esas unidades, construida por Bowen Tools y California Oil

Company en 1962, incluía un inyector regulado para cargas superficiales de hasta 13,608

43

Kg. (30,000 lbm) que corría una sarta continua de tubería de1,315 pulgadas de diámetro

exterior (OD, por sus siglas en inglés).

Las fallas de las soldaduras, los desperfectos de los equipos y las operaciones de

pesca necesarias para recuperar la tubería flexible perdida, hicieron que los operadores

perdieran confianza en esta técnica.

Estos cambios permitieron la utilización de tuberías flexibles de mayor diámetro a

mayores profundidades de trabajo, mejoraron el desempeño y la confiabilidad de la tubería

flexible y redujeron la cantidad de fallas del equipo de superficie. Desafortunadamente, el

pobre índice de éxito general registrado y su reputación como técnica de confiabilidad

limitada siguieron importunando las operaciones de Coiled Tubing.

Los últimos años de la década de l970 y el comienzo de la década de 1980

constituyeron un punto de inflexión para la tubería flexible que hasta ese momento se

fresaba o se formaba en secciones de 457 m [1.500 pies]. En 1978, el mejoramiento de la

calidad de fabricación y el fresado continuo permitieron la fabricación de tubos de 1 ¼

pulgadas de diámetro exterior.

En 1983, Quality Tubing Inc. comenzó a utilizar láminas de acero japonés de 914 m

[3.000 pies] para reducir la cantidad de soldaduras requeridas en un 50%. Más adelante,

durante el transcurso de la década de 1980, Quality Tubing introdujo la soldadura inclinada

para eliminar las soldaduras a tope.

44

Este proceso consistía en cortar fajas de acero planas, en sentido diagonal, para

aumentar la resistencia y la vida útil de la tubería flexible expandiendo la zona de soldadura

afectada por el calor en forma de espiral alrededor del tubo. Además, el mejor conocimiento

de la fatiga de la tubería flexible posibilitó la introducción de mejoras en la confiabilidad y

el desempeño de las tuberías.

En 1990, se fresó la primera sarta de tubería flexible de 2 pulgadas para la

terminación permanente de un pozo. Inmediatamente después de este evento, los

proveedores comenzaron a fabricar tuberías con diámetros exteriores de 2 3/8, 2 5/8, 2 7/8,

3 ½ y 4 ½ pulgadas para aplicaciones de servicios de pozos.

En la actualidad, las tuberías flexibles se fabrican con acero de alto límite elástico

de 90,100, 110 y 120 klpc, y aleaciones resistentes a la corrosión la disponibilidad de aceros

de mayor resistencia y de diámetros más grandes y la necesidad de reducir los costos fueron

factores clave que subyacieron la revolución del Coiled Tubing de la década de 1990 y que

posteriormente dieron cuenta del aumento extraordinario de las operaciones de intervención

de pozos concéntricas o bajadas a través de la tubería de producción.

2.7.1. CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERÍA

Existen tres fabricantes de tubería flexible, los cuales proveen todo lo relacionado a

tuberías para los contratistas que hacen servicios de Coiled Tubing en todo mundo, estos

fabricantes son:

1. Presicion Tube Technology,

2. Quality Tubing Inc. Y,

45

3. Southwestern Inc.

Estos fabricantes han desarrollado nuevos avances tecnológicos pero siempre

siguiendo los parámetros especificados para los aceros HSLA; se ha conseguido una mayor

resistencia a través de cambios en la química del acero o tratamientos de templado y

temperado (Q-T).

Existen al momento 3 tipos de tratamientos usados para la construcción de las

tuberías enrollables:

1. De acero convencional,

2. De acero (fundido) templado en caliente (Q-T) y,

3. De otros materiales.

2.7.1.1. DE ACERO CONVENCIONAL

La tubería que sirvió como patrón para los fabricantes de Coiled Tubing se la

fabrico de acero del tipo 4 HSLA modificado, los materiales con que estaba compuesta

podía resistir hasta 70.000 PSI de presión, los componentes de la misma se muestran a

continuación:

46

PROPIEDADES FÍSICAS Y QUÍMICAS DEL ACERO “HSLA”

UTILIZADO PARA FABRICAR COILED TUBING.

Tabla # 3

Propiedades Físicas del acero “HSLA”

FÍSICAS:

Resistencia a la cedencia, mínimo 70.000 PSI

Resistencia a la tensión, mínimo 80.000 PSI

Elongación mínima 30 %

Dureza máxima 22 C ROCKWELL

Fuente: Halliburton


Tabla # 4

Propiedades Químicas

COMPOSICIÓN QUÍMICA:

Carbón de 0.10 – 0.15

Manganeso de 0.60 – 0.90

Fósforo 0.030 máximo

Azufre 0.005 máximo

Silicio de 0.30 – 0.50

Cromo de 0.55 – 0.70

47

Cobre de 0.20 – 0.40

Níquel 0.25 máximo

Fuente: Halliburton


El primer paso para la fabricación de la tubería flexible es adquirir surtidos de acero

en láminas, las cuales son envueltas en rollos de 3.500 pies; luego se selecciona el diámetro

de la tubería para su fabricación.

Después los 3.500 pies de estas finas tiras son soldadas diagonalmente hasta que se

logre formar un rollo continuo de hojas de acero. El área soldada es alisada con tierra,

limpiada y examinada con rayos X con el objetivo de asegurar que las sueldas no tengan

ningún defecto; una vez que se ha enrollado la suficiente longitud de hoja de acero en la

rueda principal, las tiras pueden ser moldeadas.

Estas láminas son llevadas a través de una serie de rodillos los cuales moldean

mecánicamente el interior de la tubería flexible. Los bordes de las láminas se las sueldan

utilizando una bobina inductiva de alta frecuencia colocada a pocas pulgadas fuera del

último set de rodillos.

Las costuras soldadas son calentadas a temperaturas de alrededor de 1.650 °F, luego

es sometido a un proceso de enfriamiento y al final se la somete a pruebas.

La tubería continua es llevada a través de un molde de medida definida, el mismo

que forma y redondea a la tubería a los diámetros requeridos; en esta parte del proceso todo

48

el cuerpo de la tubería es sometido al tratamiento de calentamiento utilizando bobinas de

inducción.

El tratamiento de calentamiento ayuda a aliviar la tensión en toda la tubería con

temperaturas que van de 1.100 hasta 1.400 °F e incrementa su ductilidad, luego se la enfría,

primero en forma gradual exponiéndola a la acción del aire y luego mediante un baño

líquido. Finalmente la tubería es enrollada en un carrete y se realiza pruebas de presión

mediante la inyección de agua.

2.7.1.2. DE ACERO TEMPLADO EN CALIENTE (Q-T)

El proceso del acero templado en caliente (Q-T: Quench-Tempered), inicia con un

acero tipo HSLA de 80 Kpsi de resistencia a la cedencia, que tiene ligeras diferencias

químicas con respecto al acero convencional.

La principal diferencia radica en la incorporación de los elementos químicos, como

son: cromo y molibdeno, los cuales proporcionan las características del tratamiento en

caliente del acero.

Su fabricación es muy similar a la del acero convencional; ya que se utiliza el

proceso de moldeamiento a medida (mil- size), y luego someter a la tubería a calentamiento

en una solución de alta temperatura y después enfriarla bruscamente (Quench), esto hace

que se convierta en una micro estructura endurecida, la misma que le da al acero una

resistencia extremadamente alta pero de baja ductilidad.

49

Seguido de esto el acero es sometido a un largo y controlado tratamiento de calor

(Tempered), lo cual baja el nivel de resistencia y transmite ductilidad a toda la tubería.

Al final se obtiene una sarta de Coiled Tubing de muy alta resistencia y con

propiedades físicas mejoradas, entre sus características tenemos la resistencia a la cedencia

que varía entre 100 Kpsi y 110 Kpsi. La diferencia con el tubing de acero convencional, es

que el acero con tratamiento Q-T tiene una resistencia a la cedencia en un 40 % más alto.

Este tratamiento incrementa los niveles de tensión de carga y la capacidad de

tolerancia a la presión, mejorando así de manera excepcional el ciclo de vida útil respecto a

los aceros convencionales.

El material sometido a este proceso además de tener alta resistencia tiene

limitaciones respecto a la reparación en la tubería. Es decir, cuando una parte del tubing es

soldado para reparación, se somete a esta sección a temperaturas de fundición, con lo cual

pierde algunas características físicas, como es su resistencia, convirtiéndola en una tubería

con su resistencia original de 80Kpsi.

2.7.1.3. DE OTROS MATERIALES.

A principios de 1992, se empieza a fabricar las primeras sartas del Coiled Tubing

con Titanio para reacondicionamiento concéntrico; en la tabla siguiente se especifican las

propiedades mecánicas de los 3 tipos o grados disponibles de tubería a base de Titanio.

50

PROPIEDADES MECÁNICAS DEL COILED TUBING DE TITANIO.

Tabla # 5

Propiedades mecánicas del CTU de titanio

CEDENCIA TENSION Elongación

TIPO MINIMA MINIMA MINIMA

GRADO 2 40.000 PSI 50.000 PSI 20 %

GRADO 12 70.000 PSI 80.000 PSI 18 %

BETA-C 140.000 PSI 150.000 PSI 12 %

Fuente: Halliburton

Elaborado Por: Cristian Tamayo

Al tubing de titanio, que es fabricado para utilizarse como líneas submarinas de

control, o como líneas de inyección de productos químicos y como centralizadores, se

denomina de grado 2

Los Coiled Tubing de titanio que se utilizan para operaciones en locaciones de

extrema adversidad o donde sea necesario emplear materiales de gran dureza y resistentes a

la corrosión, se denomina de Grado 12 y beta-C.

Además se emplea en tuberías de producción como instalaciones permanentes para

operaciones en ambientes adversos. Una de las ventajas del CT resistente a la corrosión y

aplicado como tubería de producción es que no existen conexiones roscadas que goteen o

fallen. Se espera fabricar CT de titanio en tamaños de ¾ a 3 ½ pulg. de diámetro exterior.

51

2.7.2. PROPIEDADES Y PARAMETROS FISICOS DE LA TUBERÍA CTU.

A continuación se muestra una tabla en la cual se muestra un listado de las

especificaciones o parámetros técnicos del Coiled Tubing.

En esta tabla se puede observar los diámetros, los espesores de pared y pesos de

tubería que se usan actualmente en la industria petrolera; se indican también los límites de

presión y de carga axial de la tubería, valores que se incrementan al aumentar el peso del

tubing.

En la tabla se muestran los valores teóricos de las presiones de estallido o cadencia

los cuales son calculados basándose en ecuaciones del Boletín API 5C3; dichos valores

ayudan a reflejar las presiones teóricas de estallido por cedencia, utilizando aceros de pesos

mínimos asumidos.

Existe una reducción de la seguridad mínima de la presión de trabajo del tubing

debido a las fuerzas acumulativas aplicadas sobre la tubería. Debido a la naturaleza del CT,

algunos eventos ocurren durante la vida de una sarta de tubería, que reducen los valores

mínimos de las presiones de estallido y de colapso.

52

Tabla # 6

Dimensiones, valores de presión e información general del coiled tubing.

Fuente: Halliburton

Elaborado Por: Cristian Tamayo

2.7.2.1. COMPORTAMIENTO DEL COILED TUBING.

Para definir el comportamiento del Coiled Tubing tenemos que realizar una revisión

de la relación Tensión – Torsión para el acero tipo HSLA, durante una operación normal.

53

A continuación tenemos una figura que muestra una curva típica Tensión-Torsión

para este tipo de acero.

Figura N.- 19

Gráfico Torsión vs Tensión



En el gráfico la curva de la Tensión se la representa en el Eje “Y” y la curva de la

Torsión en el Eje “X”. Cuando se aplica tensión, se desarrolla una torsión.

El módulo de elasticidad define la pendiente, y la tensión al punto " A " se define

como el límite de proporcionalidad. Encima de este límite, se encuentra el punto “B” que

indica el límite de elasticidad

La torsión se considerará de carácter elástico cuando la tensión en el acero se la

mantiene debajo del límite de elasticidad, y con esto no existirá deformación permanente.

54

Al aplicar las cargas la tensión del material puede llegar a incrementarse más allá

del límite de elasticidad y llegar al punto “C”, conocido como, Punto de Cedencia.

El punto de cedencia se refiere a la tensión que corresponde al punto de inicio de

torsión “plástica” (punto de moldeamiento y maleabilidad) en el material.

Cuando alcanzamos el punto de cedencia, el material sufre deformación

permanente, entonces la torsión plástica se desarrolla completamente y el material inicia

con el proceso de Elongación.

La pendiente P-O´ está también definida por el módulo de elasticidad del material e

intercepta el eje X de torsión plástica como resultado de un caso de deformación. Aplicando

tensión adicional, se alcanzará el punto “D”, que es el último punto de resistencia a la

torsión del material y que una vez alcanzado, el material sufrirá una falla de separación.

Para que la tubería continua tenga un adecuado enrollamiento en el carrete de

servicio luego de su fabricación, el acero tipo HSLA es deformado a propósito.

La curva O-P que se observa en el gráfico, representa la deformación plástica, y al

aplicar la tensión a la tubería es distendido ó relajado, entonces la torsión residual es

permanente y tiene un valor representado por la línea P-O.

55

Figura N.- 20

Gráfico – Deformación Plástica



Para poder entender la tensión experimentada por el material HSLA se debe

considerar:

• El grado de doblamiento que la tubería puede soportar,

• El radio mínimo de doblamiento al que es sometido el Coiled tubing, con una

cedencia de 70 Kpsi, y permanecer en estado de elasticidad.

56

Todo esto puede ser calculado en la siguiente ecuación:

Fórmula 1. Para calcular la curva O-P

[ ]PULGSy

DER

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

= 2



DONDE:

R = Radio de doblamiento

E = Módulo de elasticidad del acero (30 x 10 psi)

D = Diámetro externo de la tubería (pulg.)

Sy = Resistencia a la cedencia del acero ( 70 Kpsi )

En una operación de servicio típica del CT, la tubería sufrirá debido a los siguientes

aspectos incidentes de doblamiento y enderezamiento:

La tubería es halada por el carrete por la Cabeza Inyectora. El motor hidráulico del

carrete hace resistencia u oposición a la fuerza de tiro del inyector, colocando al

Coiled Tubing en tensión y enderezamiento como acción primaria del doblamiento

de la tubería.

57

• Cuando el Coiled Tubing alcanza la Guía de Tubería, el tubing es doblado o

curvado con radios que van de las 54 hasta las 98 pulgadas, que son equivalentes a

los diámetros nucleares de los carretes.

• La tubería es enderezada otra vez cuando es halada hacia el otro lado del Guía de

Tubería y llevada a las Cadenas de la Cabeza Inyectora.

Con estos 3 puntos podemos saber lo que constituye un ciclo de doblamiento de la

tubería flexible. Entonces así vemos que cuando el tubing es extraído del pozo y enrollado

en la bobina, el mismo evento de doblamiento ocurre y la tubería es sometida a otro ciclo

completo de doblamiento pero en orden inverso. Esto quiere decir, que ocurren 6 eventos de

doblamiento del tubing en un viaje redondo de ida y vuelta al pozo.

Figura N.- 21

Desarrollo Cíclico del Doblamiento del CT



58

2.7.2.2. PUNTO DE ESTALLIDO O DE RUPTURA (EFECTO BALÓN)

El “Efecto Balón”, es un hinchamiento o abultamiento de la tubería que da como

resultado el aumento del diámetro de la misma, esto se da junto con a la presión interna del

Coiled Tubing durante el proceso cíclico descrito. El efecto balón tiende a ser más

dramático cuando la presión interna se incrementa haciendo que las paredes del tubing se

adelgacen ligeramente.

Figura N.- 22

Diagrama de resultados



En el diagrama se representa “El incremento del diámetro exterior de la tubería” vs

“Número de ciclos de doblamiento”, se realiza con un tubo de muestra de 1 ¼ de OD,

0.087 pulg. de espesor de pared y 70 Kpsi de cedencia, mismo que se probo con presiones

internas de 2.500 y 5.000 PSIG.

59

En el diagrama nos indica la diferencia que existe en el incremento del diámetro del

tubo, donde el incremento es mayor para 5.000 PSIG pero comienza a fallar en la vuelta o

ciclo Nº 150, mientras que en 2.500 PSIG comienza a fallar luego de los 500 ciclos.

Estas pruebas representan a dos efectos de doblamiento, mientras que los datos de

una prueba con un acero de 70 Kpsi de cedencia es un ejemplo teórico de lo que pasa

durante las operaciones en el campo.

La validez de los cálculos teóricos del estallido de la tubería se limitan debido a las

condiciones dinámicas del tubo durante el deformado plástico debido a la presión,

utilizando los métodos que indica el API Bulletin 5C3.

Debido a estos efectos, algunas compañías están prosiguiendo con pruebas

independientes para evaluar el problema del “efecto balón” debido a la presión interna.

Otros factores deben también considerarse cuando se intente determinar la verdadera

condición y subsecuente limitación de la presión de la tubería.

Para determinar con seguridad la presión interna de trabajo para la vida útil de una

sarta de coiled tubing, la industria generalizó en 5.000 PSIG la presión máxima de trabajo.

2.7.2.3. PUNTO DE COLAPSO

La tubería flexible debe tener su forma casi totalmente circular hasta ser empacada

en el carrete de servicio. Al realizar en empacado inicial, la tubería se deformara tomando

una figura casi ovalada, esto debido al pequeño radio de curvatura del carrete.

60

La forma ovalada de la tubería se verá incrementada en un valor que va del 1% al 4

%, debido a que el tubing tiene un trabajo continuo con cada encendido - apagado del

carrete y sobre el arco del Guía de Tubería.

En operaciones convencionales, las cargas por tensión son aplicadas en la forma de

peso al tubo y arrastradas cuando salen del pozo. La resistencia al colapso de la tubería

puede decrecer cuando se ve sometida a la variación de cargas por tensión.

Cuando se aplican cargas a las tensiones cercanas a la resistencia de cedencia del

tubing, empieza un estiramiento y oscilamiento permanentes en el punto de máxima tensión

aplicada.

2.7.2.4. HIDRÁULICA DEL COILED TUBING

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

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

La fricción de 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.

Existen varios factores que deben ser considerados cuando se planifica una

operación de bombeo con Coiled Tubing, entonces los principales detalles a ser

considerados son:

61

• Diámetro interno de la tubería

• Longitud del CT

• Tipo de flujo y su reología

• Temperatura promedio del fluido

• Viscosidad del fluido

• Densidad y gravedad específica del fluido

En el siguiente diagrama se observa “La rata o porcentaje de bombeo” versus “La

presión de goteo de la tubería”, la cual podrá determinarse utilizando esta información.

Figura N.- 23

Diagrama Rata de Flujo vs Presión



El diagrama muestra una serie de curvas 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.

62

Un repaso de estas curvas durante la fase de diseño de las ofertas de servicio

permite a los operadores y a las compañías de servicio de Coiled Tubing determinar las

presiones superficiales de bombeo necesarias para alcanzar los flujos requeridos a lo largo

de la tubería enrollada.

2.7.2.5. COMPORTAMIENTO DEL POZO

Debido a la aplicación axial en la tubería de altas cargas compresivas con cargas

arrastradas hacia abajo del pozo, el Coiled Tubing está también limitado. Cuando las

cargas opuestas son aplicadas en los extremos del Coiled Tubing, la tubería se comportará

como una larga y delgada columna sin sostén o soporte; como resultado, si las fuerzas de

compresión a una sarta de este tipo son aplicadas excediendo las cargas críticas, causarán

rizamiento.

Entonces el CTU primero tomará la forma de una curva sinusoidal con grados de

amplitud en un plano especial. La tubería al final tomará la forma de una hélice producto

del incremento de empuje a las cargas superficiales.

63

Figura N.- 24

Configuraciones de las curvas del CT bajo cargas compresivas



2.8. COMPONENTES DEL EQUIPO CTU.

Los componentes del equipo de Coiled Tubing son los siguientes:

2.8.1. EL POWER PACK.

El Power Pack es un ensamble que provee la potencia hidráulica necesaria que

necesita la Unidad de Coiled Tubing para ser operada y controlada y controlar el equipo

controlador de presión ( por ejemplo el sistema de BOP ).

El Power Pack consiste de:

• Un motor a diesel,

64

• Un sistema de bombas hidráulicas,

• Un tanque hidráulico,

• Un control de presión hidráulico,

• Un circuito de control direccional, y

• Un sistema neumático para controlar las funciones del Power Pack.

Además de la fuente de potencia hidráulica, el Power Pack incorpora un acumulador

que genera energía por tiempo limitado, que permite la operación del equipo de control de

presión, en caso de que haya una interrupción de la energía generada por el motor.

Un compresor instalado encima del motor, proporciona una fuente constante de aire

que sirve para operar los controles del motor y los sistemas neumáticos de la Unidad de

Coiled Tubing.

Figura N.- 25

Power Pack



65

2.8.2. LOS STRIPPERS (DESMONTADORES)

El stripper está diseñado para proveer un sello de presión firme o empaque alrededor

de la tubería flexible, cuando se lo corre dentro del pozo o cuando se lo extrae del pozo con

presión en la superficie.

Puesto que las inserciones se desgastan y se puede necesitar cambiarlas durante la

operación, muchos diseños permiten el reemplazo cuando el equipo está armado y colocada

la tubería en su sitio. En el mercado se hallan disponibles, insertos de varios compuestos

diferentes, dependiendo de la aplicación (calor, presión, fluido, gas, etc.). Los compuestos más

comunes son los siguientes:

• Uretano: Para el uso rudo y también tolera el abuso. Quizá es el compuesto que dura

más tiempo. Tiene un alto rango de temperaturas de operación desde los - 40° a los

200 °F, aunque comienza a deteriorarse rápidamente a medida que la temperatura se

aproxima a su límite superior.

• Nitrilo: Es el más común. Tiene buena resistencia al aceite y al agua. Tiene un rango

de temperaturas más alto que el del uretano. No es tan resistente como el uretano.

Rango de temperaturas de operación -10 °F hasta 350 °F.

• Viton: Resistente a la mayor parte de los productos químicos de petróleo y gas, tiene

buena resistencia a la impregnación con gas. No es tan resistente al desgaste como el

nitrilo. Rango de temperaturas de operación más alto, desde O °F hasta 400 °F.

66

• EDPM: Resistente al vapor y a los fluidos y aguas geo- termales. No es tolerante con

el aceite o petróleo. Propiedades al desgaste similares a las del viton. Tiene el más alto

rango de temperaturas de operación, desde 20º hasta 500º F.

Existen varios tipos de conjuntos de stripper para tubería, que pueden armarse en la

parte inferior de la estructura del conjunto de inyector / extractor.

Figura N.- 26

Componentes de un Stripper



A estas unidades se las llama a menudo, caja prensa estopas. Se los posiciona debajo

de la zona inferior de agarre de las cadenas, con las guías de tubería o con una extensión de

guía auxiliar del stripper.

67

Las guías o extensiones cumplen una importante función, para evitar que la sarta de

trabajo se desvíe de su ruta o camino adecuado, cuando la presión del pozo ejerce una fuerza

hacia arriba sobre la tubería.

Los tipos más comunes de conjuntos de stripper se describen a continuación.

2.8.2.1. STRIPPER CONVENCIONAL

Se coloca un energizador o pistón hidráulico debajo de los elementos de sello,

forzándolo hidráulicamente hacia arriba hasta que haga contacto con los elementos de sello.

Los elementos de sello del stripper pueden ser un elemento único circular, o dos

elementos semicirculares de elastómero que se unen en el espacio cilíndrico interior del

cuerpo del stripper y rodean la sarta de trabajo. Un bisel en el extremo sello se corresponde

con un biselado en el energizador.

Cuando se ejerce fuerza sobre los biseles los elementos de sello son forzados a unirse,

creando un sello de presión ajustado alrededor de la sarta de trabajo. Para evitar la extrusión

a presiones mayores, está equipado con un anillo duro de no-extrusión de teflón, más un retén

que es un buje de bronce que se superpone en la costura de la tapa dividida. Son retenidos con

una tapa que se ajusta en la parte superior del cuerpo del stripper, asegurada por dos

pasadores. La mayor parte de los conjuntos de stripper convencionales, se energizan con la

presión del pozo, que les asiste para lograr un sello efectivo.

68

El acceso para el reemplazo de los insertos se logra por encima, dentro del marco de

la cabeza del inyector, requiriéndose una mayor distancia entre su parte superior y las cadenas

de agarre, que las que tienen otros tipos de stripper Esta es una característica importante para

evitar el pandeo a altas presiones.

Figura N.- 27

Vista de sección transversal de un Stripper Convencional



2.8.2.2. STRIPPER RADIAL

El stripper radial es similar en su diseño al ariete de tubería con el fluido hidráulico

forzando los arietes opuestos alrededor de la tubería flexible para darle el efecto de sello.

69

Los pistones actuadores hidráulicos, incorporan también un indicador visual para

mostrar la posición del pistón y para indicar el grado de desgaste de los elastómeros de

sello.

Puesto que los actuadores son horizontales, puede lograrse una reducción en la

altura total, comparado con los strippers convencionales. El cambio de los elementos de

sellado se efectúa desde el espacio abierto debajo del inyector.

Figura N.- 28

Stripper Radial



CAPÍTULO III

73

CAPÍTULO III

3. HERRAMIENTAS PARA FONDO DE POZO.

Las herramientas para el equipo de fondo se describen a continuación:

3.1. CONECTORES.

Los conectores de Coiled Tubing sirven para unir o juntar varias herramientas de

fondo de pozo con el extremo inferior del CT.

Las Cías involucradas recomiendan su utilización mediante tres tipos:

• El conector tipo grapa (Grapple),

• El conector setscrew, y

• El conector roll-on.

El uso de cualquiera de estos 3 conectores, depende de la aplicación y la diferencia

del operador.

3.1.1. CONECTOR TIPO GRAPA.

Este tipo de conector, sirve para sujetar o conectar al Coiled Tubing a varias

herramientas de fondo de pozo. Funciona agarrando y sellando el diámetro exterior del

74

Coiled Tubing y provee una conexión roscada (con un doble sello o´ring) que sirve para

sujetar la herramienta a la sarta. Estos trabajan con Coiled Tubing de 1 ¼ y de 1 ½ pulg. y

es fabricado utilizando la rosca estándar.

Las características del conector tipo grapa aventaja a los conectores convencionales, en:

• Cumple con las especificaciones para operaciones con ácidos (H2S).

• Sostiene la herramienta de la sarta en tensión y compresión (es bidireccional).

• Sujeta toda la parte externa del tubing y continúa manteniendo la resistencia al

rompimiento.

• Tiene un acoplador frontal que puede sostener hasta 190 lbf/pie de torque estático.

• Tiene un sello de superficie en el extremo del Coiled Tubing, permitiendo que el

área sea correctamente revestida.

• Se puede verificar su correcto ensamblamiento antes de enviarlo al fondo del pozo.

75

Figura N.- 29

Conector Tipo Grapa



3.1.2. CONECTOR SETSCREW.

Este tipo de conector, se acopla al CTU mediante el atornillamiento en los hoyos

preformados, para lo cual se usa una herramienta especial para hacer los hoyos justo donde

señalan el sitio las puntas de los tornillos del conector. Entonces el conector queda sujeto a

la parte externa del CTU, por lo tanto, interfiere un poco con el curso o trayectoria del flujo

interno del tubing.

76

Figura N.- 30 Conector Setscrew



3.2. VÁLVULAS CHECK.

Generalmente las válvulas check son colocadas con el conector de Coiled Tubing al

final de la sarta. La válvula check impide o corta el flujo del fluido del pozo dentro del CT,

en caso de falla o daño del tubing en superficie, evitando que se venga el pozo.

77

El uso de la válvula check debe ser omitido en caso de que su utilización pueda

excluirse, es decir, cuando se desee circulación reversada a través del coiled tubing.

Además las válvulas check deberían ser parte integral de cada ensamble de fondo del Coiled

Tubing.

Figura N.- 31

Válvula Check



3.2.1. VÁLVULA CHECK TIPO ALETA.

Este tipo de válvulas son las más comúnmente utilizadas, ya que su canal abierto

posibilita el uso de herramientas, fluidos y técnicas de operación más complejas.

El canal de flujo permite el paso de esferas, dardos y tapones a través del Coiled Tubing, sin

ninguna restricción.

78

Figura N.- 32

Válvula Check Tipo Aleta



3.2.2. VÁLVULAS CHECK DE BOLA Y ASIENTO.

Este tipo de válvulas se usan tradicionalmente en aplicaciones convencionales de

Coiled Tubing, debido a su construcción simple y de fácil mantenimiento. Este tipo de

válvulas tienen algunas limitaciones que incluye un área de restricción y obstrucción de

flujo, lo que obliga a la aplicación de otras alternativas.

79

Figura N.- 33

Válvula Check tipo bola



3.3. BOQUILLAS Y SUBS A CHORRO (JETTING SUBS).

Las boquillas y los subs a chorro, constituyen las partes finales hacia abajo del

hueco de un ensamble de fondo de pozo del Coiled Tubing. Dichos implementos tienen un

diseño y construcción simple, y su fabricación puede realizarse localmente.

El requerimiento de la acción del chorro, determina la posición y tamaño de los

pórticos de las boquillas.

80

Figura N.- 34

Jetting Subs



Estas herramientas se presentan en dos categorías:

3.3.1. SUBS DE CIRCULACIÓN.

Las boquillas que son usadas en operaciones donde los fluidos son circulados sin la

acción de los jets, requieren un gran pórtico de acción. Este puede estar compuesto de

muchos pórticos pequeños o de pocos pórticos largos que incrementan la turbulencia, el

criterio es que haya una relativa presión a través de la boquilla.

81

Figura N.- 35

Subs de Circulación



3.3.2. SUBS A CHORRO.

Las boquillas que son usadas en operaciones que requieren la acción del chorro,

tendrán un pórtico relativamente pequeño, usualmente compuesto de algunos pórticos más

pequeños. La eficiencia de una boquilla a chorro depende en gran parte de la velocidad del

fluido a través del pórtico.

Este diseño tiene algunas restricciones como son:

• Los límites del caudal de flujo, y

• La presión disponible en la boquilla.

82

3.4. ARTICULACIÓN DE GIRO (SWIVEL JOINT).

La articulación de giro o swivel joint del CTU, se lo utiliza para acomodar las

conexiones roscadas, cuyas terminales no pueden ser rotadas; es decir, cuando la presión

despliega una sarta de herramienta, el BOP impide a la herramienta más baja que gire, así la

rotación de la conexión es imposible. Entonces, un swivel debe usarse para enganchar la

sarta de herramientas al conector tipo grapa.

El swivel del CTU fabrican con un pin roscado de 1.5 pulgadas, en el un extremo, y

con una caja rotatoria riscada de 1.5 pulgadas en el otro extremo.

Figura N.- 36

Swivel Joint (Articulación de Giro)



83

3.5. ARTICULACIÓN DE DESCONEXIÓN (RELEASE JOINT).

Esta articulación de desconexión sirve para desenganchar la sarta de trabajo de la

sarta de herramientas deL CTU en forma controlada y desde una altura necesaria. El cuello

de pesca sobre la sarta de herramienta en el pozo, permite una reconexión fácil con la

herramienta apropiada de pesca. Las articulaciones de desconexión actúan con los

siguientes métodos de operación:

• Desconexión de Tensión Activada,

• Desconexión de Presión Activada, y

• Combinación.

Desconexión de tensión activada: generalmente se activan por la aplicación de

presión a través del Coiled Tubing, que en forma secuencial, ejerce una presión diferencial

entre la parte interna y externa de la herramienta, suficiente para activar el mecanismo.

3.6. VÁLVULA ALIVIADORA DE PRESIÓN ( PVR ).

La válvula aliviadora de presión, se abre a una presión diferencial predeterminada

mediante un controlador de presión, lo que evitará la sobre presión dentro de las sartas de

herramientas.

La válvula aliviadora de presión tiene las siguientes características:

• Posee un rango ajustable de abertura desde 500 PSI hasta 2.500 PSI.

84

• Está diseñado para abrirse a una presión diferencial predeterminada, sin considerar

la presión hidrostática.

• Es resistente a los ácidos.

• Se acopla con roscas de 1.5 pulg.

Figura N.- 37

Valvula Aliviadora de Presión



3.7 FILTROS DE RESIDUOS

Los filtros de residuos del Coiled Tubing, pueden correrse en forma conjunta con

las herramientas para fondo de pozo. Dichos filtros son sensibles a los materiales pequeños,

a las herramientas como boquillas y a los FSTS (Sistemas de Tratamiento de Formación

Selectiva).

85

Los filtros de residuos contienen una placa metálica con ranuras o agujeros

pequeños, lo cual depende de la capacidad requerida de filtración, que obstaculizan el paso

de diferentes tamaños de residuos.

Los filtros de de residuos tienen las siguientes características:

• Tiene un diseño compacto con ranuras de 1 3/2 pulgadas, o agujeros de 1 1/6

pulgadas, para filtrar lo que se desee dentro de ese rango.

• Tiene un área de flujo equivalente a 0.53 pulg 2 o equivalente a un hueco de

diámetro de 0.83 pulg.

• Tiene tabiques para prevenir que los agujeros se cierren por oxidación.

• Las placas pueden limpiarse y pueden reutilizarse.

• Tiene una placa cortadora, que permite fluir totalmente, incluso cuando el filtro se

ha taponado.

• Es una estructura auto-soportadora, tal que la placa del filtro permanece en el

ensamble si el mismo es cortado.

• Es enroscado con roscas de 1 ¼ pulgadas.

86

Figura N.- 38

Filtro de residuos



3.8. CENTRALIZADORES

En la unidad de Coiled Tubing los centralizadores son colocados o están incluidos

en una sarta de herramientas, para mantener las herramientas o las boquillas separadas de

las paredes de un pozo tubular.

El mecanismo de centralización comúnmente utilizado en operaciones de CT,

pueden configurarse en una de las tres formas:

87

1. Como una parte integral de la herramienta o de la sarta que ella soporta.

2. Está diseñada para colocarse o en engraparse sobre la sarta de herramienta.

3. Como una herramienta diferente y separada de la sarta.

Existen tres tipos de centralizadores, que dependen de la utilización que se quiera

dar:

3.8.1. CENTRALIZADORES DE ARCO-RESORTE

Dichos centralizadores están generalmente configurados con tres arcos de los

resortes flexibles, lo cual permite cubrir en forma efectiva cierto rango de diámetros

internos.

La ventaja que tienen sobre los centralizadores rígidos, es que estos pueden pasar

por obstáculos y expandirse hasta alcanzar diámetros más grandes.

3.8.2. CENTRALIZADORES RÍGIDOS

Los centralizadores rígidos están configurados con tres o cuatro aletas extendidas.

El diámetro externo de las aletas es ligeramente menor que el diámetro interno del

obstáculo más pequeño del tubing, a través del cual el centralizador debe correr.

88

Figura N.- 39

Centralizador Rígido



3.8.3. CENTRALIZADOR DE BRAZO-ESLABÓN

Estos centralizadores son similares a los centralizadores de arco resorteado, en que

su flexibilidad permite operaciones efectivas sobre un rango de diámetros internos y que

pueden operarse bajo ciertas restricciones de diámetros internos.

89

3.9. MARTILLOS (JARS).

Un martillo o jar, es un implemento que entrega un choque súbito a la sarta de

herramienta, ubicada en la parte inferior del jar, ya sea hacia arriba o hacia abajo. En

aplicaciones de Coiled Tubing, el martillo, consiste de un arreglo de mandril deslizable, el

mismo que permite la aceleración breve o súbita de la sarta de herramienta encima del

martillo. La mayoría de jars liberan sólo una dirección, sin embargo algunos diseños

presentan esta característica para ambas direcciones sin volver a colocar la herramienta.

El viaje del mandril está limitado por un tope (martillo) que golpea otro tope

correspondiente a la parte más externa del mandril (yunque).

Un acelerador debe incluirse en cualquier de ensamble de fondo. Dicho acelerador esta

ubicado en la sarta de herramienta, encima del ensamble de la jarra a fin de guardar la

energía necesaria que será liberada cuando las jarras disparen.

Las jars que se emplean en operaciones de Coiled Tubing, funcionan en base a uno

de los siguientes sistemas de trabajo:

• Mecánico,

• Hidráulico, y

• Fluido potencial (perforación por impacto).

Estos tipos de sistema trabajan con golpes a nivel superior, aunque solo las jarras

de sistema mecánico y de fluido potencial son capaces de trabajar con golpes a nivel

inferior o en operación dual (superior-inferior).

90

La habilidad de golpeteo a nivel inferior es una característica muy importante que se

la emplea en muchas operaciones de pesca. La desconexión de muchos overshots, arpones y

herramientas de halamiento, con frecuencia requieren un empujón (soplo) hacia debajo de la

herramienta.

3.10. OVERSHOTS.

Los overshots se emplean en una amplia variedad de operaciones de pesca con

Coiled Tubing. Están diseñados para encajar sobre el pescado que va a recuperarse,

engrapando sobre el diámetro exterior del cuello del pescado. Cuando se a agarrado el

pescado, el overshot ejerce un agarre que incrementa la acción del engrape, lo que

incrementa la tensión de la sarta de herramienta. En caso de que el pescado o la herramienta

a ser recuperados no se muevan, un mecanismo de liberación se activa para recuperar la

sarta de herramienta y el Coiled Tubing.

91

Figura N.- 40

Overshot



3.11. ARPONES

En operaciones de pesca se emplea varios diseños de arpones. Dichos arpones son

diseñados para agarrar el pescado, adhiriéndose a la superficie interna.

El método preferido de coger un pescado es mediante los overshots, donde, el arpón

provee una alternativa bastante útil cuando se recupera un pescado con un agujero

conveniente.

CAPÍTULO IV

93

CAPÍTULO IV

4. HERRAMIENTAS DE PRUEBA ASOCIADAS CON LA UNIDAD CTU

4.1. TAPÓN PUENTE PARA LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN.

El tapón retenedor (puente) se utiliza para evitar que el fluido o la presión se

traslade hacia arriba o hacia abajo desde ese punto en la tubería de revestimiento.

Se pueden colocar tapones retenedores entre punzados mientras que se está

inyectando cemento, fracturando o acidificando la zona superior.

Generalmente son utilizados para aislar zonas de la formación donde se harán

estimulaciones de tipo químico o tratamientos de fracturamiento. Algunos pozos con

grandes intervalos productivos requerirán tratamientos múltiples, que mediante los servicios

estándar de wireline se colocan tapones tipo puente de una manera convencional, con todo

el proceso engorroso que conlleva esta acción, situación que se solventa en gran medida

cuando se los coloca de una forma precisa mediante los controladores hidráulicos del

equipo del Coiled Tubing.

La Unidad del Coiled Tubing nos brinda algunas ventajas para correr, colocar y

reparar los tapones tipo puente, ya sea en pozos desviados como en horizontales, sin tener

que depender de la acción de la gravedad. El uso de presión hidráulica, coloca todas las

fuerzas de asentamiento en las herramientas, para asentar o liberar los tapones tipo puente,

posibilitando el ajuste máximo y evitando las tensiones innecesarias sobre la tubería. La

versatilidad del Coiled Tubing permite que sean recuperados, asegurando un gran ahorro en

la operación de lavado, estimulación o cualquier tratamiento en un solo viaje o recorrido.

94

Figura N.- 41

Tapón tipo Puente



El tapón tipo puente se lo asienta debajo de la tubería de producción, y se lo opera

ya sea por tubería enrollada (Coiled Tubing) o tubería convencional (roscada) y es

recuperada mediante la tubería de producción.

Es te tapón tiene algunas aplicaciones y entre las más comunes están las siguientes:

• Corte de agua temporal a zonas inferiores,

• Estimulación química o ácida selectivas,

• Fraccionamiento de zonas superiores,

• Aislamiento de zonas sensibles durante los cambios de tubería y del empaque de

producción,

• Reparación o cambio del cabezal del pozo sin matarlo,

• Perforación selectiva o aislamiento zonal para comprobación de la producción, y

95

• Aislamiento zonal en un pozo horizontal

4.2. EMPACADURAS DE PRUEBA INFLABLES PARA TUBERÍA DE

PRODUCCIÓN

Las empacaduras de prueba inflables o tipo funda, se usan para trabajos de

workover y recompletación, además son ideales en labores donde los empaques pueden ser

dejados en el pozo por un largo período de tiempo.

Los desarrollos tecnológicos sobre las empacaduras (packers) inflables han

facilitado el uso del Coiled Tubing para ejecutar operaciones de tratamiento selectivo,

donde la principal ventaja es: “La eliminación del servicio del ring y su equipamiento

asociado, dando como resultado operaciones más económicas y eficientes”, estos trabajos

pueden ser realizados a través de la tubería sin perturbar cualquier equipo instalado en la

parte baja del pozo. Las empacaduras son colocadas con la aplicación de 1.500 PSI o

ajustando para 2.500 a 15.000 PSI.

Las empaquetaduras se colocan mediante el Coiled Tubing, para los siguientes

tratamientos selectivos:

• En estimulaciones ácidas, especialmente matriciales,

• En tratamientos selectivos químicos para cerrar zonas de agua o consolidar arenas,

• En cementaciones forzadas,

• En localización de filtraciones, y

• En pruebas temporales de producción para perforaciones aisladas selectivas.

96

Además se han logrado beneficios al correr las empaquetaduras mediante el Coiled

Tubing, y tenemos las siguientes:

• Tratamiento selectivo del intervalo, la distancia entre los packers puede ser

variado.

• Los packers son reutilizables para múltiples tratamientos por ser recuperables.

• Se requieren cantidades reducidas de tratamiento químicos, posibilitando un

control más exacto de los volúmenes.

• Se evita el uso de químicos dispersos.

• Sellamiento de superficies ásperas e irregulares.

117

CAPÍTULO V

98

CAPÍTULO V

5. APLICACIÓN DEL SISTEMA CON COILED TUBING

El resultado del problema presentado en el pozo y del diseño del programa de

estimulación, tiene una aplicación concreta y puede mostrar resultados a los problemas

ocasionados en el pozo, permitiendo la medición de la eficacia del tratamiento.

SCHLUMBERGER (Química de Tratamiento para limpieza con JET BLASTER):

dice que la selección de los químicos, se determina de acuerdo a las condiciones en la que

se encuentra los punzonados en el interior del pozo; debemos incorporar un solvente y un

acido para poder remover y eliminar cualquier tipo de obstrucción que pudiese estar

presente entre los perforados.

Se necesita asegurar la compatibilidad de los fluidos para la limpieza, de acuerdo al

análisis físico químico realizado a la muestra de material de fondo que se obtuvo; otros

aditivos y productos deberán incorporarse para situaciones específicas, en este caso se

sugiere utilizar Hipoclorito de sodio para evitar la presencia de acido sulfúrico durante la

limpieza.

5.1 SELECCIÓN DE FLUIDOS

Para la etapa de estimulación se propone inyectar a la formación el siguiente tratamiento

basado en las muestras tomadas y la mineralogía de lo zona:

99

Tabla # 6

Fluidos a ser usados.

Volumen

FLUIDOS Vol

[gal/ft] [gal] [bbl] Caudal [bpm]

1 DAD ACID (solvente + acido) 85:15, 10%HCL 9.8 420 10 1.5

2 8:2 RMA 58.6 2520 60 1.5

3 5% HCL 44 1890 45 1.5

4 3% NH4CL 50 1.5



5.2 CARACTERÍSTICAS DEL POZO INYECTOR WANKE 3 A SOMETER A

LIMPIEZA DE PERFORACIONES Y ESTIMULACIÓN.

En seguida se menciona las características del pozo inyector Wanke 3.

100

Figura N.- 42

Pozo a ser intervenido



5.2.1 HISTORIA DEL POZO:

A continuación se comenta la evolución que ha tenido el pozo.

- PERFORACIÓN DE POZO

El pozo inyector Wanke 3 se perforó desde el 21 de mayo al 06 de junio del 2004. Se

alcanzó una profundidad total de 8,320 pies (MD), con un ángulo de desviación máximo de

16.3 grados a 2110’ MD. Se bajo casing superficial de 13-3/8” K-55, BTC 54.5 #/ft hasta

4,268’ MD; casing de producción de 9-5/8”47#/ft, N-80, BTC a 8308’MD, collar flotador a

8,211’. Se baja broca y scraper hasta 8,211’. Se circula con agua salada de 8.5 ppg, tratado

101

con bactericida e inhibidor de corrosión; se corre registros de control de cemento: USIT,

CBL, VDL, GR y CCL.

- COMPLETACIÓN DE POZO

El pozo inyector Wanke 3, se completó del 17 al 23 de Octubre del 2004, se realizan

disparos con TCP 7” de alta densidad, cargas 4505 PJ, con 12 dpp. En la arena “U” inferior

en el intervalo 7838’-7978’ (140’). Se baja ensamblaje de inyección en tubería (casing) de

7”, 26 #/pie, BTC, P-110 y se realiza prueba de inyectividad.

- OBJETIVOS

El pozo Wanke 3WDW es un pozo inyector del cual se ha observado de acuerdo a los datos

de inyección y de muestras obtenidas que existe presencia de sedimentos en la cara de la

formación lo que da a entender que las perforaciones están obstruidas.

El objetivo de este trabajo será bajar el Coiled Tubing para realizar dos operaciones:

• Limpiar la completación del pozo y la cara de los perforados con la acción mecánica

y química del JetBLASTER utilizando DAD Acid e Hipoclorito de Sodio para

evitar la formación de acido sulfúrico.

• Inyectar frente a las perforaciones de la arena disparada Regular Mud Acid

(RMA 8:2)

102

- ANÁLISIS

El Wanke 3 es un pozo inyector cuya admisión ha disminuido notablemente en los últimos

dos años debido a depósitos de origen eminentemente orgánico como son parafinas y

asfaltenos, de ahí la importancia de utilizar el Coiled Tubing con la finalidad de poder situar

el JetBlastaer justo en frente de los perforados.

Tabla # 7

Datos de inyección de agua

2005 2006 2007 2009

BWPD 8500 13500 15600 16800

PRESION DE CABEZA [psi] 1900 1980 2900 3150

PRESION EN LA LINEA DE DESCARGA [psi] 2050 2400 2900 3100

# BOMBAS DE INYECCION 1 1 2 3



Desde que el pozo fue perforado entre 7838´ - 7978´ (140´) pies, la admisión de agua de

producción a disminuido de 17200 BWPD a 15500 BWPD. En este momento la presión de

inyección de las bombas es de 3100 psi por lo que se requiere realizar una limpieza en la

cara de la formación.

103

- TRATAMIENTO QUÍMICO

De acuerdo a las pruebas de laboratorio, se recomienda el siguiente tratamiento químico

tanto para el tratamiento de la limpieza de la completación y los perforados:

Tabla # 8

Tratamiento químico



El agua será proporcionada por la compañía para preparar el tratamiento es muy

importante que se use agua tratada, esto para evitar daños a la formación por emulsión.

Con el Coiled Tubing frente a los perforados proceder a mezclar los siguientes sistemas:

104

Tabla # 9

Sistemas a ser usados.



- EQUIPO

A suministrarse por Andes Petroleum:

105

a) 200 bbl de agua fresca para preparar mezclas, agua de desplazamiento y lavar

equipo.

b) 300 bbl de agua de inyección.

c) Suficiente iluminación en caso de requerirla para trabajo nocturno

d) Línea de retorno desde cabezal del pozo hacia el Frac Tank

e) Un Frac Tank para almacenar los retornos en superficie

A suministrarse por Schlumberger:

a) Unidad de Coiled Tubing.

b) 1 Unidad de Bombeo.

c) 1 Grúa

d) 1 Tanque Cisterna de 3 compartimientos de 60 bbls. de capacidad cada uno.

e) 1 Tanque 100 x 100 de 200 bbl de capacidad

- PROCEDIMIENTO OPERACIONAL

1. Realizar la reunión de seguridad con todo el personal y el Permiso de Trabajo

previo al inicio de las operaciones.

2. Mover y ubicar la unidad de Coiled Tubing, camión bomba, tanques y químicos en

la locación.

3. Preparar el pozo para ser intervenido.

4. Armar el equipo de Coiled Tubing, colocar X-over para montar el BOP sobre el

cabezal del pozo. Realizar una prueba de líneas y probar sellos de BOP a 4000 psi

(PT1).

106

5. Colocar en la punta del Coiled Tubing el conector de cuñas y realizar un pull test

con 12000 lbf.

6. Armar el siguiente ensamblaje de fondo de 1-11/16: conector de cuñas externas,

valvula check, desconector hidráulico, filtro de fondo y JetBLASTER con

calibrador de 2-1/8.

7. Acoplar la cabeza inyectora con el BOP y realizar prueba de presión PT2 (stripper,

brazos del BOP y válvulas check).

Figura N.- 43

Cabeza inyectora.



107

8. Configurar sensores del sistema de adquisición CCAT y activar el sistema

CoilSAVER.

9. Cambiar de fluido al Coiled Tubing por 23 bbls de agua tratada.

LIMPIEZA DE LA COMPLETACION

10. Bajar el CT realizando pull test lentamente bombeando 2 bbl de agua tratada a una

velocidad de 30 ft/segundo.

11. Al llegar a 250 ft, detener el CT y proceder a mezclar el fluido para el tratamiento

de limpieza de la completación y los perforados:

Tabla # 10

Fluido de limpieza



108

12. Con el pozo abierto bombear baches de 5 bbl de Hipoclorito seguidos de 3 bbl de

DAD Acid (23 bbls capacidad del CT); cuando el Hipoclorito llegue a la punta del

CT para el bombeo.

13. Una vez que el Hipoclorito se encuentre en la punta, iniciar a bajar limpiando con el

JetBLASTER hasta llegar a encontrar restricción desplazando la química con agua

tratada.

14. Luego realizar un fondo arriba con 80 bbls de agua de inyección.

ESTIMULACION MATRICIAL.

Con el CT frente a los perforados proceder a mezclar los siguientes sistemas:

109

Tabla # 11

Sistemas de limpieza



110

15. Iniciar a bombear la química y cuando el DAD se encuentre en la punta cerrar el

pozo e iniciar a inyectar el sistema realizando movimientos ascendentes y

descendentes frente a los perforados.

16. Desplazar el sistema de con Cloruro de Amonio tratando de desplazar todo el acido

dentro de los 3 ft de la matriz critica.

17. Una vez terminado el bombeo, abrir el pozo y levantar el Coiled Tubing hasta

superficie; tener cuidado al entrar al tubing de 4-1/2” y desde 100 ft por debajo del

cabezal del pozo.

18. Desfogar presiones y desmantelar el equipo de Coiled Tubing.

19. Poner el pozo a inyección.

- ESTIMADO DE COSTOS

El estimado de costos está basado en una sola corrida. En caso de ser necesaria más

de una corrida, los cargos por profundidad y horas de trabajo deberán ser corregidos.

Este estimado está calculado en 15 horas de operación.

111

Tabla # 12

Estimado de costos.

112

- RESULTADOS

El tratamiento se desarrollo con normalidad. La presión de cabeza comenzó con 100

psi durante la fase de limpieza. Nunca existió un aumento brusco de la WHP que pudiera

indicar taponamiento. Al contrario, la presión cayó hasta 30 psi y terminó en 21 psi, lo cual

indico que los depósitos se removieron adecuadamente.

Un análisis de laboratorio de los retornos indicó que los depósitos fueron

eficazmente removidos por el coiled Tubing y la herramienta JetBlaster y consistía en

parafinas en su mayor parte.

El resultado de la limpieza de las perforaciones fue excelente y supero las

expectativas esperadas, ya que 24 horas después de la operación se evaluó la inyección de

agua en al pozo tratado y se tuvo un incremento en la rata de inyección de 18000 BWPD a

21000 BWPD, con una presión de inyección de 2400 psi.

113

CAPÍTULO VI

114

6.1. CONCLUSIONES.

• El trabajo de limpieza de los perforados se realizo de manera eficaz, y la rata de

inyección mejoro por dos días, según el monitoreo que se estaba realizando, pero

luego se empezó a aumentar la presión de inyección llegando nuevamente a 3100

psi, presión que se tenía antes de realizar el trabajo, entonces podemos concluir que

el problema ya no se debe a obstrucción en las perforaciones sino que la arena ya no

recepta más fluido, es decir se está sobre saturando y es por esa razón que las

presiones de inyección aumentaron.

• En una limpieza de pozos inyectores, es de gran importancia mantener constante el

caudal de bombeo tanto para circular los depósitos eficazmente hasta superficie

como para evitar el riesgo de que el Coiled Tubing quede atrapado..

• Se tuvo cuidado y precauciones con el medio ambiente de manera que no hubo

derrames ni incidentes relacionados a seguridad, esto gracias a la buena

comunicación y planificación del trabajo.

6.2. RECOMENDACIONES

• Nunca detener el bombeo durante la limpieza y en el fondo arriba para evitar que el

CT quede atrapado.

• Siempre revisar los retornos en superficie y tener mucha precaución debido a que

puede existir riesgo de formación de acido sulfhídrico.

115

• Se sugiere dirigir una prueba en el laboratorio con la muestra de fondo que se

obtuvo del pozo para evaluar la concentración de parafinas y asfaltenos presentes

frente a la cara de la formación, y así realizar la mezcla correcta de químicos que se

van a inyectar por medio del Jet Blaster que va a ser bajado con el Coiled Tubing

hasta la profundidad determinada.

• La operación tuvo demoras causadas por el rápido llenado del tanque de retornos,

por lo que se recomienda que para un futuro trabajo se tenga más de un tanque o

uno de mayor volumen.

116

BIBLIOGRAFÍA

1. Baker Oil Tools; Packer Systems Manuals. 1992

2. Baker Oil Tools; Workover Systems Manuals. 1996

3. Douglas Patton, L.D. Patton & Ascos; Production Packers.

4. Flores Muñoz Luís Alfonso, Análisis De Los Sistemas De Tratamiento Y

Reinyección De Aguas De Formación En Las Facilidades De Producción De Los

Campos Aguarico Y Guanta.- “Escuela Politécnica Nacional” 2000, Tesis De

Grado. Quito, Ecuador.

CITAS BIBLIOGRÁFICAS

• Baker Oil Tools; Packer Systems Manuals. 1992

• Baker Oil Tools; Workover Systems Manuals. 1996

• Douglas Patton, L.D. Patton & Ascos; Production Packers.

117

GLOSARIO

• Wireline.- cable flexible de acero útil para correr herramientas y operar dentro del pozo.

• Bombas Electro Sumergibles.- se han utilizado con el Coiled Tubing con el cable de

energía anexado exteriormente al Coiled Tubing, lo que sirve de sarta de producción.

• Válvula aliviadora de presión.- es una válvula que se abre a una presión diferencial

predeterminada, lo que evitará la sobre presión dentro de una sarta de herramientas.

• Asfaltenos.- Los asfaltenos del petróleo son hidrocarburos que presentan una estructura

molecular extremadamente compleja, los cuales están conformados por diferentes

proporciones de nitrógeno, azufre y oxígeno. Estos compuestos ocasionan diversos

problemas como el bloqueo de tuberías de extracción y transporte de crudo, reducción de su

aprovechamiento económico y contaminación de los ecosistemas.

• Parafina.- Parafina es el nombre común de un grupo de hidrocarburos alcanos de fórmula

general CnH2n+2, donde n es el número de átomos de carbono. La molécula simple de la

parafina proviene del metano, CH4, un gas a temperatura ambiente; en cambio, los

miembros más pesados de la serie, como el octano C8H18, se presentan como líquidos.

• Slickline.- El término slickline se refiere la la tecnología de alambre utilizada por

operadores de pozos de gas y petróleo para bajar equipamiento dentro del pozo a los

propósitos de una intervención en el mismo, comúnmente denominada well intervention.

• Xileno.- Los xilenos se encuentran en los gases de coque, en los gases obtenidos en la

destilación seca de la madera (de allí su nombre: xilon significa madera en griego) y en

algunos petróleos. Los xilenos son buenos disolventes y se usan como tales.

123

• Jet Blaster.- herramienta de alta presión utilizada para la eficiente limpieza de pozos. Es

exitooa en toda la gama de aplicaciones de eliminación depositos en la cara de las

formaciones.

• Permeabilidad.- La Permeabilidad representa la facilidad con la que una roca o formación

permite a un fluido de viscosidad dada atravesarla. La unidad de medida de la

permeabilidad es el Darcy, generalmente demasiado grande para los yacimientos de

hidrocarburos, por lo que se utiliza el milidarcy (md). Este parámetro depende,

fundamentalmente, del tamaño medio y de la forma de los granos que constituyen la

roca

123

ANEXO 1. TABLAS DE CONVERSIÓN

Métrico Imperial

1 centímetro cúbico = 0.0610 pulgada

1 decímetro cúbico = 0.0353 pies cúbicos

1 metro cúbico = 1.3080 yardas cúbicas

1 litro = 1.76 pintas

1 hectolitro = 21.997 galones

Imperial Métrico

1 pulgada cúbica = 16.387 centímetros cúbicos

1 pie cúbico = 0.0283 metros cúbicos

1 onza líquida = 28.413 mililitros

1 pinta = 0.5683 litros

1 galón = 4.5461 litros

Fórmula de conversión

Centígrados a Fahrenheit [Grados centígrados] x 9 : 5 + 32

Fahrenheit a Centígrados [Grados Fahrenheit] - 32 x 5 : 9

Métrico Imperial

1 milímetro = 0.0394 pulgadas

1 centímetro = 0.3937 pulgadas

1 metro = 1.0936 yardas

1 kilómetro = 0.6214 millas

Imperial Métrico

123

1 pulgada = 2.54 centímetros

1 pie = 0.3048 metros

1 yarda = 0.9144 metros

1 milla = 1.6093 kilómetros



123

ANEXO 2. HOJA DE SEGURIDAD MSDS – XILENO.

COMPOSICIÓN/INFORMACIÓN SOBRE LOS INGREDIENTES

Nombre químico: Xileno

Fórmula química: C6H4 (CH3)2

Sinónimos: Xilol; Dimetil -benceno; Metil-tolueno

Familia química: Hidrocarburos aromáticos.

IDENTIFICACIÓN DE LOS PELIGROS

Marca en etiqueta: Clase 3 (NCh 382 y NCh 2190) "INFLAMABLE"

Clasificación de riesgo del producto químico

a) Peligro para la salud :

Los vapores causan olor de cabeza y mareos.

El líquido irrita los ojos y la piel.

Si llega a los pulmones causa tos fuerte

con rápido desarrollos de edema pulmonar. Si se ingiere,

causa náusea, vómitos, dolor de cabeza y como. Puede ser

fatal. Pueden ocurrir daños a los riñones y al hígado.

Sobreexposición:

Inhalación:

Puede causar dolor de cabeza, respiración

dificultosa , o

pérdida de la conciencia.

Contacto con la piel: Causa irritación a la piel.

Ingestión:

Irritación tracto digestivo, nausea, vómito,

convulsión, coma.

b) Peligro medio ambiente: Contaminación del agua.

c) Peligro especial: El mayor peligro es su inflamabilidad.

MEDIDAS PARA LUCHAR CONTRA EL FUEGO

Agentes de extinción

Espuma, polvo químico seco o dióxido de

carbono. La niebla

123

de agua puede no ser efectiva.

Procedimientos especiales de

combate:

En fuego tridimensional o combustible en

movimiento, la

espuma mecánica no es efectivo, el agua sirve solo como

refrigerante.

Equipos de protección:

Use equipo de protección respiratoria con

cilindros y máscara completa. Casco con visor

que permita reflejar el calor.

Botas de seguridad.

6. MEDIDAS PARA CONTROLAR DERRAMES O FUGAS

Medidas de emergencia:

Contener con material absorbente para que no

alcance cursos de agua,

alcantarillas o subterráneos.

Equipos de protección:

Usar detector de vapores para limitar el radio

de aproximación y protección

usar protección de vista y manos, no exponerse a contacto con Xileno o vapores (peligro de

fuego)

Método de limpieza:

Recuperar con material absorbente o bombas

con motor a prueba de explosión.

MANIPULACIÓN Y ALMACENAMIENTO

Recomendaciones técnicas:

Almacene los contenedores en lugares bien

ventilados, en lo

posible al aire libre. El almacenamiento en el interior de los

edificios debe ser un lugar especialmente acondicionado

para el almacenamiento de inflamables.

Precauciones:

Tome las precauciones normales para

almacenar inflamables:

lugares bien ventilados, con iluminación a prueba de explosión, con equipamiento cercano para

123

el combate de incendios.

PROPIEDADES FÍSICAS Y QUÍMICAS

Estado físico: Líquido claro e incoloro.

Apariencia y olor: Olor aromático característico.

Punto de inflamación: Entre 27 y 32 ºC

Temperatura de autoignición: Alrededor de 463 º C.

Límites inflamables: 1% mínimo, 7% máximo (volumen aire).

Peligros de explosión:

Explosión en recintos cerrados. LEVE en

recipientes cerra-

dos.

Presión de vapor: Menor que 15,8 kPa (2 psi).

Gravedad específica: 0,84 a 0,90

Densidad vapor: 3 a 4 veces más pesado que el aire.

Solubidad en agua: Insoluble.



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