Proyecto Sarta de Velocidad

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INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE POZA RICA

INGENIERÍA PETROLERA

RESIDENCIA PROFESIONAL

NOMBRE DEL PROYECTO

“PRODECIMIENTO OPERATIVO DE INSTALACION

DE SARTA DE VELOCIDAD CON TUBERIAFLEXIBLE

(COILED TUBING)”

PRESENTA

PAMELA HARUMY MARTINEZ HERNANDEZ

Nº CONTROL:

106P0604

SERVICIOS PETROTEC S.A. de C.V.

ASESOR INTERNO:

ASESOR EXTERNO:

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Índice

Índice

INTRODUCCIÓN ... 3

1 CAPÍTULO I “PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA” ... 7

1.1 Antecedentes generales de la empresa ... 7

1.2 Organigrama Servicios Petrotec S.A. de C.V. ... 9

1.2.1 Descripción del organigrama de Servicios Petrotec S.A. de C.V. ... 9

1.3 Planteamiento del problema ... 10

1.4 Justificación ... 10

1.5 Objetivos ... 10

1.5.1 Objetivo general. ... 10

1.5.2 Objetivos específicos. ... 10

1.6 Cronograma de actividades. ... 11

2 CAPITULO II “MARCO TEORICO” ... 13

2.1 Fundamentos generales. ... 13

2.2 Descripción de la unidad de tubería flexible. ... 27

2.2.1 Tubería flexible. ... 28

2.2.2 Carrete de tubería. ... 34

2.2.3 Unidad de potencia (equipo de suministro de energía). ... 38

2.2.4 Cabina de control. ... 40

2.2.5 Cabeza inyectora. ... 43

2.3 Equipo para el control del pozo. ... 49

2.4 Operaciones con UTF. ... 53

2.4.1 Terminación de pozos. ... 53

2.4.2 Limpieza de pozos. ... 55

2.4.3 Inducción de pozos. ... 62

2.4.4 Disparos de producción. ... 65

2.4.5 Estimulaciones. ... 71

2.4.6 Sarta de velocidad con tubería flexible. ... 74

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Índice

3.1 Solución de problema ... 86

3.2 Procedimiento operativo de instalación de sarta de velocidad. ... 86

3.2.1 Recomendaciones para la operación. ... 86

3.2.2 Requerimientos para la operación. ... 87

3.2.3 Descripción de actividades. ... 90

3.3 Conclusiones. ... 96

3.4 Recomendaciones. ... 96

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Introducción

INTRODUCCIÓN

La unidad de tubería flexible (tubería continua o coiled tubing) ha evolucionado hacia un tipo de unidad portátil compacta y eficiente que elimina el problema de armar y desarmar conexiones que entran y salen del pozo.

En la unidad de tubería flexible se usan longitudes continúas de tubería de tamaños variados que se almacenan en un carrete. La longitud es usualmente suficiente para alcanzar la total profundidad del pozo o profundidad de taponamiento.

Antes de la invasión aliada en 1944, los ingenieros británicos desarrollaron y fabricaron tuberías muy largas y continuas para transportar combustible de Inglaterra a la Europa continental, para abastecer a los ejércitos aliados. El proyecto recibió el nombre de Operación PLUTO (un acrónimo de Pipe Lines Under The Ocean) e involucraba la fabricación y colocación de varias tuberías bajo el canal de la Mancha. El éxito de la fabricación y el enrollado de una tubería flexible y continua dieron la base para desarrollos técnicos posteriores, que llevaron eventualmente a las sartas de tubería enrollada utilizadas en la T.F. por la industria actual.

La irrupción de la tubería enrollada en la industria petrolera se presentó al principio de la década de 1960, como una herramienta en el proceso de mantenimiento y reparación de los pozos.

En 1964 las compañías California Oil Company y Bowen Tools, desarrollaron la primera unidad de TF que operó, efectuando su primer trabajo completamente funcional en la limpieza de arena en varios pozos de la costa del Golfo.

Esta primer unidad de TF constaba de un carrete de 2.7 metros de diámetro el cual almacenaba una Tubería Flexible de 1 ⅜” de diámetro soldada con uniones cada 9 metros y alcanzaba una longitud de aproximadamente 4500 metros, la cabeza inyectora operaba mediante el principio de dos cadenas verticales enrolladas que giraban una enfrente de la otra en contra rotación con bloques sujetadores para soportar o sostener la tubería solo por

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Introducción

fricción, en este primer equipo de TF no se utilizó ningún cuello de ganso y en su lugar la tubería fue ajustada sin soporte.

El estopero (stripper) era un simple tipo de sello anular que se activaba hidráulicamente para sellar alrededor de la tubería en cabezales de pozos con presiones relativamente bajas. Las operaciones que incluyen TF dentro de la industria petrolera son cada día más frecuentes, conforme se van reconociendo sus ventajas sus proyecciones futuras son optimistas, puesto que está tecnología está ayudando a resolver recientes y viejos problemas en los diversos trabajos petroleros.

Con el objetivo de maximizar la rentabilidad, disminuir los tiempos de ejecución de operaciones a pozo y reducir los costos de operación a menudo deben ejecutarse sin equipos de perforación o equipos de reparación de pozos. El empleo de la TF permite que se lleven a cabo operaciones en pozos petroleros, sin extraer la tubería de producción. La TF alguna vez fue considerada de alto riesgo, aplicable solamente a servicios especiales, la técnica de tubería flexible se ha convertido en una herramienta esencial de muchas operaciones de intervención de pozos.

La aplicación de la TF en operaciones de perforación y terminación de pozos, se debe al ahorro de tiempo y disminución de costos, manifestándose en la facilidad de transporte, adaptación del equipo a lugares reducidos, equipo con menor número de componentes, simplificación de operaciones, desarrollo de herramientas especiales, operaciones más eficientes, recolección de datos en tiempo real, conservación del medio ambiente. La versatilidad de ésta, es que se enrolla con rapidez en los carretes ubicados en la superficie

Las primeras operaciones con esta tubería estuvieron llenas de fracasos y problemas por las inconsistencias en la calidad de sus sartas. El problema básico era la cantidad necesaria de soldadura de campo en la tubería, por las limitaciones de fabricación que se enfrentaban. En México se inició el uso de la Tubería Flexible en la Región Norte (Burgos) para la limpieza de los pozos que se tapaban con arenas y parafinas, también para inducir pozos y lavado de los mismos.

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Introducción

En la Región Sur se inició también en las operaciones de limpieza de tubería de producción (TP) al obstruirse por parafinas y asfáltenos, pero su uso es más común en las inducciones, estimulaciones, colocación de tapones de cemento, registros geofísicos y perforación horizontal en algunos pozos con buen incremento de la producción de hidrocarburos.

Mientras los trabajos en pozos y la utilización en reparaciones todavía cubren el 75% de los usos del equipo de tubería flexible, los avances técnicos han incrementado la utilización de esta técnica tanto en las operaciones de perforación como de terminación.

El desarrollo de la T.F. ha sido limitado debido a fallas mecánicas, al alto costo en la explotación del petróleo y a la desconfianza a utilizar cambios en las técnicas de perforación y terminación de pozos, sin embargo, en los últimos años, el interés en la T.F. ha aumentado drásticamente.

Los aceros con bajo límite elástico y las numerosas soldaduras de extremo a extremo, requeridos para fabricar tuberías continuas no podían tolerar los repetidos ciclos de flexión. 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.

La disponibilidad de aceros de mayor resistencia y de diámetro más grande y la necesidad de reducir los costos fueron factores clave que subyacieron la revolución de la tubería flexible en la década de 1990 y que posteriormente dieron paso al aumento extraordinario de las operaciones de intervención de pozos.

En la actualidad, es usual que las sartas de T.F. estén fabricadas por tubería fabricada que no requiere de tantas soldaduras. Adicionalmente, los diámetros de las tuberías has seguido aumentando para mantenerse al paso con los requisitos de resistencia asociados con las nuevas demandas del mercado.

Datos estadísticos nos muestran que actualmente con la T.F. se cubren las siguientes operaciones:

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Introducción

 Inducciones  Estimulaciones

 Anclaje de herramientas de fondo  Registro y disparos

 Pesca

 Cementaciones  Perforación

La implementación de la TF que va desde la perforación y terminación de pozos, se ha logrado en poco tiempo gracias al trabajo conjunto de las compañías petroleras, las compañías de servicios de tubería flexible y los fabricantes de equipos, que han desarrollado e innovado herramientas y técnicas en esta área.

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Capítulo 1 Planteamiento del problema

1 CAPÍTULO I “PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA”

1.1 Antecedentes generales de la empresa

Servicios Petrotec e IPS, han sido líderes y proveedores de servicios para el mejoramiento de la producción en pozos productores de gas y aceite de México, E.U.A. y Canadá.

Desarrollan estrategias efectivas óptimas para satisfacer las necesidades de los clientes, tomando en cuenta sus metas. Las soluciones son enfocadas a mejorar el tiempo inicial de producción, incrementar la producción, o hacer la vida del pozo más larga.

El personal técnico cuenta con la experiencia, conocimientos y activos para proveer servicios y productos que ayuden a los clientes a alcanzar sus metas.

La experiencia que caracteriza a Petrotec e IPS en el uso de la Tubería Flexible los posiciona como líder en comparación de sus competidores. Cuentan con unidades de Tubería Flexible y equipos de bombeo de alta presión, para diversas aplicaciones tales como:

 Limpieza de fondo de pozo.

 Cambio o acondicionamiento de fluidos.  Descarga de pozos e inducción de producción.  Reconocer profundidad y diámetro interior.  Estimulación a la formación.

 Cementaciones.

 Empacadores de arena.  Moliendas.

 Pescas.

 Instalación de Tubería Flexible (sarta de velocidad, producción y bombeo neumático).

 Instalación de empacadores permanentes, recuperación, inflables y tapones mecánicos.

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 Toma de registros y disparos.  Perforación de reentradas.  Perforación de pozos nuevos.  Taponamiento de abandono.

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1.2 Organigrama Servicios Petrotec S.A. de C.V.

Fig. 1.2 Organigrama de la empresa.

1.2.1 Descripción del organigrama de Servicios Petrotec S.A. de C.V. - Coordinador de Base:

Máxima autoridad en la gestión y dirección administrativa de los diversos procesos dentro de la base Poza Rica.

- Ingeniero Técnico Operaciones:

Encargado del diseño, ejecución, implementación y control de trabajo con tubería flexible, es el encargado de coordinar las labores de los trabajadores dentro del departamento.

- Ingeniero de Mantenimiento y Sustentabilidad física:

Coordinador de

Base

Ingeniero

Técnico

Ingeniero de

Mantenimiento

Cuadrilla

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Coordinas y mantener en perfectas condiciones los equipos.

- Cuadrilla operativa para la ejecución y complementación de los trabajos en campo: Es el personal encargado de realizar las actividades operacionales en campo.

1.3 Planteamiento del problema

Muchos pozos fluyentes de aceite y gas experimentan disminución de la producción a través del tiempo y eventualmente pueden dejar de producir por completo. Entre los factores causantes de éste problema se encuentran la declinación de la presión de yacimiento y velocidades de gas, así como el incremento de la producción de agua.

1.4 Justificación

Ha habido un gran avance en el desarrollo de nuevos materiales de fabricación de TF, los cuales además de económicos son más resistentes a la corrosión por fluidos del yacimiento o tratamientos químicos, así como a las fuerzas presentes durante el trabajo, tiene menor resistencia al flujo por fricción debido al diseño de su superficie, no presentan adhesión de parafinas o sal y soportan las altas temperaturas del yacimiento. Tomando en cuenta lo anterior, la implementación de sartas de velocidad en pozos con problemas de carga de líquido suena más atractiva.

Un método para restaurar la producción de hidrocarburos en un pozo que presenta carga de líquido o gas, es la reducción del diámetro de flujo mediante el uso de tubería flexible como sarta de velocidad, ya sea para flujo a través de la TF o del espacio anular TP-TF con o sin inyección de fluidos.

1.5 Objetivos

1.5.1 Objetivo general.

Establecer el procedimiento operativo de instalación de sarta de velocidad con unidades de tubería flexible para la ejecución segura y confiable del proceso de intervención de pozos. 1.5.2 Objetivos específicos.

Colocación de sistema artificial Sarta de Velocidad (tubería flexible) para aligerar columna hidrostática en los pozos productores.

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1.6 Cronograma de actividades.

ACTIVIDADES MES 1 MES 2 MES 3 MES 4 MES 5 MES 6

Recopilación de información. P R Análisis de la información obtenida. P R Descripción de la Unidad de TF y herramientas utilizadas P R Descripción de operaciones con TF. P R Elaboración de procedimiento operativo para la instalación de sarta de velocidad. P R Tiempo programado (P) Tiempo realizado (R)

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1. Recopilación de la información: obtención de información tanto en forma física como de manera electrónica de manuales de operación con UTF, tipos de intervenciones, procedimientos operativos, manuales de mantenimiento, fichas técnicas de componentes.

2. Análisis de la información: se llevará a cabo un análisis de toda la información obtenida con el objetivo de dar una descripción lo suficientemente clara de los puntos a tratar.

3. Descripción de la unidad de TF y Herramientas: se hará una descripción clara y detallada de cada una de las partes que componen a la Unidad de Tubería Flexible (UTF) así como de las herramientas empleadas en las distintas operaciones.

4. Descripción de operaciones con Tubería Flexible: se llevará a cabo una descripción breve de las operaciones más frecuentes realizadas con TF.

5. Elaboración del procedimiento operativo para la instalación de sarta de velocidad: se realizará paso a paso el procedimiento operativo de Servicios Petrotec para la

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Capítulo 2 Marco teórico

2 CAPITULO II “MARCO TEORICO”

2.1 Fundamentos generales. 2.1.1 Hidrocarburos.

Son los compuestos orgánicos más simples y pueden ser considerados como las sustancias principales de las que se derivan todos los demás compuestos orgánicos. Los hidrocarburos se clasifican en dos grupos principales, de cadena abierta y cíclicos. En los compuestos de cadena abierta que contienen más de un átomo de carbono, los átomos de carbono están únicos entre sí formando una cadena lineal que puede tener una o más ramificaciones. En los compuestos cíclicos, los átomos de carbono forman uno o más anillos cerrados. Los dos grupos principales se subdividen según su comportamiento químico en saturados e insaturados. Alcanos: los hidrocarburos saturados de cadena abierta forman un grupo homólogo denominado alcanos o parafinas. Los primeros cuatro miembros del grupo son gases a presión y temperatura ambiente, los miembros intermedios son líquidos, y los miembros más pesados son semisólidos o sólidos. El petróleo contiene una gran variedad de hidrocarburos saturados, y los productos del petróleo como la gasolina, el aceite combustible, los aceites lubricantes y la parafina consisten principalmente en mezclas de estos hidrocarburos que varían de los líquidos más ligeros a los sólidos. Alquenos: el grupo de los alquenos u olefinas está formado por hidrocarburos de cadena abierta en los que existe un doble enlace entre dos átomos de carbono. Al igual que los alcanos, los miembros más bajos son gases, los compuestos intermedios son líquidos y los más altos son sólidos. Los compuestos del grupo de los alquenos son más reactivos químicamente que los compuestos saturados. Alquinos: los miembros de este grupo contienen un triple enlace entre dos átomos de carbono de la molécula. Son muy reactivos químicamente y no se presentan libres en la naturaleza.

2.1.2 Petróleo.

Es encontrado en grandes cantidades bajo la superficie terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la industria química. El petróleo y sus derivados se

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emplean para fabricar medicinas, fertilizantes, productos alimenticios, objetos de plástico, materiales de construcción, pinturas o textiles y para generar electricidad. Todos los tipos de petróleo se componen de hidrocarburos, aunque también suelen contener unos pocos compuestos de azufre y de oxígeno. El petróleo contiene elementos gaseosos, líquidos y sólidos. Loa consistencias varía desde un líquido tan poco viscos como la gasolina hasta un líquido tan espeso que apenas fluye. El petróleo se forma bajo la superficie terrestre por la descomposición de organismos marinos. Los restos de animales minúsculos que viven en el mar se mezclan con arenas y limos que caen al fondo en las cuencas marinas tranquilas. Estos depósitos, ricos en materiales orgánicos, se convierten en rocas generadoras de crudo. El proceso comenzó hace muchos millones de años, cuando surgieron los organismos vivos en grandes cantidades, y continúa hasta el presente. Los sedimentos se van haciendo más espesos y se hunden en el suelo marino bajo su propio peso. A medida que van acumulándose depósitos adicionales, la presión sobre los situados más abajo se multiplica por varios miles, y la temperatura aumenta en varios cientos de grados. El cieno y la arena se endurecen y se convierten en esquitos y areniscas, los carbonatos precipitaos y los restos de caparazones se convierten en caliza, y los tejidos blandos de los organismos muertos se transforman en petróleo y gas natural. Una vez formado el petróleo este fluye hacia arriba a través de la corteza terrestre porque su densidad e menor que la de las salmueras que saturan los intersticios de los esquitos, arenas y rocas de carbonato que constituyen dicha corteza. El petróleo y el gas natural ascienden a través de los poros microscópicos de los sedimentos situados por encima. Con frecuencia acaban encontrando un esquito impermeable o una capa de roca densa; el petróleo queda atrapado, formando un depósito. Sin embargo, una parte significativa del petróleo no se topa con rocas impermeables sino que brota en la superficie terrestre o en el fondo del océano. Entre los depósitos superficiales también figuran los lagos bituminosos y las filtraciones de gas natural.

2.1.3 Gas natural.

El gas natural es una de las varias e importantes fuentes de energías no renovables formada por una mezcla de ligeros gases que se encuentran en yacimientos independientes de gas o en yacimientos de petróleo, disuelto o asociado a este (acumulación de plancton marino) o en depósitos de carbón. Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se

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saca, está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el 90 o 95%, y suele contener otros gases como nitrógeno, ácido sulfhídrico, helio y mercaptanos. Como fuentes adicionales de este recurso natural, se están investigando los yacimientos de hidratos de metano que, según estimaciones, pueden suponer una reserva energética muy superiores a las actuales de gas natural. Puede obtenerse con procesos de descomposición de restos orgánicos (basuras, vegetales, gas de pantanos) en las plantas de tratamiento de estos restos (depuradoras de aguas residuales urbanas, plantas de procesado de basuras, de desechos orgánicos animales, etc.). El gas obtenido se denomina biogás. Algunos de los gases que forman parte del gas natural cuando es extraído se separan de la mezcla porque no tienen capacidad energética (nitrógeno o CO2) o porque pueden depositarse en las tuberías usadas para su distribución debido a su alto punto de ebullición. Si el gas fuese criogénicamente licuado para su almacenamiento, el dióxido de carbono solidificaría interfiriendo con el proceso criogénico.

2.1.4 Pozo.

La única manera de saber realmente si hay hidrocarburos en el sitio, donde la investigación sísmica y geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburo, es mediante la perforación de un pozo petrolero. Un pozo petrolero es una obra de ingeniería encaminada a poner en contacto un yacimiento de hidrocarburos con la superficie. El tipo de pozo depende principalmente del propósito de la perforación con lo cual básicamente solo existen 3 tipos de pozos los cuales son: exploratorios, evaluación y desarrollo.

 Pozos exploratorios: son los primeros en ser perforados en un proyecto. El principal objetivo de estos pozos es establecer la presencia de hidrocarburos. Los datos geológicos tomados de los recortes, los núcleos y los registros, son los objetivos de estos pozos. En resumen la función de los pozos exploratorios es obtener la mayor cantidad de información al menor costo.

 Pozos de evaluación: un pozo de evaluación es perforado como una etapa intermedia entre la exploración y la producción, para determinar el tamaño del campo, las propiedades del yacimiento y cómo van a producir la mayoría de los pozos. Ya que la geología del área es mejor conocida, la perforación y terminación

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de los pozos podrá ser mejor diseñada para reducir al mínimo los daños al yacimiento. Estos pozos mejoran la calidad de la información para permitir a los Geólogos e Ingenieros en Yacimientos la mejor predicción de la producción a lo largo de la vida del campo.

 Pozos de desarrollo: el propósito principal de estos pozos es poner en producción al campo, siendo su prioridad la producción antes que la toma de datos. Existen diferentes tipos de pozos de desarrollo los cuales son:

- Pozos de producción: son los más numerosos, el objetivo es optimizar la productividad del pozo.

- Pozos de inyección: estos pozos son menos numerosos, pero son indispensables para producir el yacimiento. Es particular algunos pozos inyectores son usados para mantener la presión del yacimiento y otros para eliminar fluidos no deseados.

- Pozos de observación: sirven para completar y monitorear varios parámetros del yacimiento. Algunas veces pozos que son perforados y no se pueden usar para producción o inyección son utilizados como observadores.

La perforación depende de varias razones, entre ellas se encuentra: el área geográfica, las características y estructura del yacimiento, la columna geológica y la optimización de la producción del yacimiento al mínimo costo. Debido a esto, los pozos se pueden clasificar en:

 Verticales.  Horizontales.

 Desviados (de pequeño y gran ángulo).  Multilaterales.

Verticales (figura 2.1): estos pozos son los más comunes dentro de la industria petrolera siendo esto por las siguientes razones:

- Su perforación es la más sencilla. - Son los menos costosos.

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- Diseño óptimo para fracturamiento hidráulico. - Ideales para yacimientos de espesor homogéneo.

Fig. 2.1 Pozo vertical.

Horizontales (figura 2.3): la perforación de estos pozos es debida principalmente a las siguientes razones:

- Yacimientos de pozo espesor, o columnas de aceite de poco espesor donde la relación gas/aceite no es demasiado baja, y no hay barreras significativas a la permeabilidad vertical.

- Para minimizar bajas en la producción.

- Para minimizar la perforación de pozos para el desarrollo de un campo.

- En yacimientos fracturados donde un pozo horizontal da una mejor oportunidad de interceptar las fracturas.

- Para yacimientos propensos a la conificación de agua y gas. - Para yacimientos propensos a la producción de arena.

- En combinación con la perforación de alcance extendido para drenar diferentes bloques o yacimientos, en un solo pozo.

- Cuando las cualidades del yacimiento varían en sentido lateral y un pozo horizontal da una mejor oportunidad de encontrar los mejores puntos de extracción.

- En combinación con la perforación de alcance extendido, para desarrollar los yacimientos en zonas ambientalmente sensibles, o desde una plataforma marina, donde el número y la ubicación de los pozos de superficie está muy restringido.

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Fig. 2.2 Pozos horizontales.

Desviados (figura 2.3): la perforación de estos pozos puede ser usada para muchos de los propósitos de los pozos horizontales y adicionalmente para:

- Yacimientos de espesor grande donde la relación gas/aceite es baja, y/o existen barreras significativas a la permeabilidad vertical.

- Yacimientos lenticulares. - Yacimientos en capas.

Fig. 2.3 Pozo desviado.

Multilaterales (figura 2.4): los pozos multilaterales incrementan la productividad del pozo principalmente incrementando la longitud de sección del yacimiento expuesta hacia el pozo. Otros beneficios incluyen la posibilidad de drenaje de más de un yacimiento, o más

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de un bloque de yacimiento en un solo pozo. Un pozo multilateral, es aquel con uno o más laterales, es decir, uno o más pozos subsidiarios de un pozo principal. Los laterales son usualmente pozos horizontales o desviados. Las principales aplicaciones para estos pozos son:

- Mejora el drenaje en un yacimiento.

- Acceso a intervalos y bloques discontinuos en un yacimiento. - El drenaje de más de un yacimiento en un pozo.

- Mejora la eficiencia de los proyectos de Recuperación Segundaria y Mejorada. - En combinación con la perforación de alcance extendido, para desarrollar los

yacimientos en zonas ambientales sensibles, o desde una plataforma marina, donde el número y la ubicación de los pozos de superficie está muy restringido.

Fig. 2.4 Pozos multilaterales. 2.1.5 Tubería de revestimiento.

Son tuberías especiales que se introducen en el agujero perforado y que liego son cementadas para lograr la protección del agujero y permitir posteriormente el flujo de

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fluidos desde el yacimiento hasta la superficie. También son conocidas como: revestidores, tubulares, casing.

La selección apropiada de las tuberías de revestimiento es uno de los aspectos más importantes en la programación, planificación y operaciones de perforación de pozos. La capacidad de la sarta de revestimiento seleccionada para soportar las presiones y cargas para una serie dada de condiciones de operación, es un factor importante en la futura seguridad y economía del proceso de perforación y en la futura vida productiva del pozo. La razón primaria de colocar una tubería de revestimiento en un pozo, es proporcionar protección al agujero en una forma segura, confiable y económica. Entre las funciones de colocar una tubería de revestimiento se encuentran:

 Evitar derrumbes en el pozo durante la perforación.  Evitar contaminaciones de aguas superficiales.  Suministrar un control de las presiones de formación.

 Prevenir la contaminación de las zonas productoras con fluidos extraños.  Al cementarlo, se puede aislar la contaminación de las formaciones de interés.  Confinar la producción del pozo a determinados intervalos.

Además las tuberías de revestimiento proporcionan el medio para instalas las conexiones superficiales de control (cabezales, BOPs), los empacadores y la tubería de producción. Las tuberías de revestimiento se fabrican de acero de la más alta calidad y bajo estrictos controles de seguridad en los procesos de fabricación. Son el tipo sin costura, obtenidas por fusión en horno y soldadas estrictamente. El API ha desarrollado especificaciones para la tubería de revestimiento, aceptadas internacionalmente por la industria petrolera. Entre las especificaciones incluidas para los revestidores y las conexiones están características físicas, propiedades de resistencias a los diferentes esfuerzos y procedimientos de pruebas de control de calidad. En los diseños se deben tomar en cuenta tales especificaciones para minimizar las posibilidades de fallas.

Las tuberías de revestimiento se clasifican por la función que desempeñan al colocarse en el interior de un pozo (figura 2.5), esto es:

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 Conductora: es la primera tubería de revestimiento que puede ser hincada o cementada; sirve para sentar el primer cabezal en el cual se instalan las conexiones superficiales de control y las conexiones de circulación del lodo de perforación. Es la de mayor diámetro que se utiliza en el pozo, pues a través de ella pasan todas las tuberías de revestimiento que se utilizan. En el mar, es la primera tubería que se extiende desde la plataforma hasta abajo del lecho marino (mudline).

 Superficial: es la tubería que sirve para aislar los acuíferos subsuperficiales o someros, así como manifestaciones de gas someros. Provee equipo de flotación, que permita realizar una buena cementación para continuar la perforación dentro de una zona de transición de alta presión. En pozos desviados, la superficie de la tubería debe cubrir toda la sección construida para prevenir derrumbes de la formación durante la perforación profunda. Esta sarta es cementada típicamente hasta la superficie o lecho marino (mudline) y sostiene las conexiones superficiales de control definitivas.

 Intermedia: es la tubería que aísla zonas inestables del agujero, zonas con pérdidas de circulación de baja presión y zonas de producción. Se utiliza en la zona de transición de presión normal a presión anormal. La cima del cemento de esta tubería debe aislar cualquier zona de hidrocarburo. Algunos pozos requieren de múltiples sartas intermedias.

 De explotación: es la tubería que aísla zonas de producción y debe soportar la máxima presión de fondo de la formación productora, tener resistencia a la corrosión así como resistir las presiones que se manejarás en caso de que el pozo se fracture para aumentar su productividad, el bombeo mecánico (gas lift), la inyección de inhibidores de aceite. El buen trabajo de cementación primaria es crítico para esta sarta.

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Fig. 2.5 Tuberías de revestimiento de acuerdo a la función desempeñada.

Existen tuberías de revestimiento que por su condición y objetivo de colocación (figura 2.6) pueden definirse como:

 Tubería corta (liners): es una sarta de tuberías que no se extiende a la cabeza del pozo. En cambio, es sostenida por otra sarta. La tubería corta es usada para reducir costos y mejorar la hidráulica durante perforaciones profundas. La tubería corta puede ser empleada tanto en la sarta intermedia como en la de explotación. Los liners son cementados típicamente a lo largo de toda su longitud.

 Complemento (TIE-BACK): es una sarta de tubería que proporciona integridad al pozo desde la cima del liner hacia la superficie. Es un refuerzo para la tubería de explotación. Si se tienen altas presiones protege de los fluidos corrosivos y refuerza la tubería de explotación en caso de que se presenten daños. Puede cementarse parcialmente.

 Complemento corto (STUB): es una sarta de tubería que funciona a igual que el complemento. Proporciona integridad por presión para extender la cima de la tubería corta. Puede cementarse parcialmente.

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 Sin tubería de producción (TUBINGLESS): es una tubería de explotación que se extiende hasta la superficie y se utiliza como tubería de producción para explotar los hidrocarburos.

Fig. 2.6 Tuberías de revestimiento de acuerdo al objetivo. 2.1.6 Tubería de producción.

La función de la tubería de producción es llevar el fluido de la formación productora hasta el cabezal del pozo (figura 2.7), su diseño es similar al de la tubería de revestimiento (estallido, tensión y colapso). Las caídas de presión se obtienen mediante análisis de flujo multifásico o análisis de presiones en el fondo y el cabezal del pozo. La selección y diseño de una tubería, es una parte fundamental en la terminación de un pozo, para ello existen un conjunto de prácticas aceptables, entre las cuales se pueden citar las establecidas por el API (American Petroleum Institute) basado en las siguientes propiedades físicas:

 Valores máximos y mínimos de los esfuerzos cedentes.  Valores mínimos de presión interna cedente.

 Porcentaje mínimo de elongación en secciones de prueba de dos pulgadas de largo.  Valores de dureza típica.

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Fig. 2.7 Tubería de producción.

El límite máximo de los esfuerzos cedentes y la mínimo elongación son factores muy importantes y los cuales son tomados en cuenta por los fabricantes.

Los grados de acero recomendados por el API, establecen la composición química, propiedades físicas y mecánicas de la tubería. Cada grado tiene designado una letra y un número como por ejemplo:

K-55, N-80, J-55, C-95, C-75 y P-10.

La designación numérica refleja el esfuerzo cedente mínimo del material. Este esfuerzo puede ser suficiente para soportar fuerzas en la tubería causadas por cambios de presión y temperatura a profundidad.

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La selección de la tubería de producción se lleva a cabo en base a la tasa de flujo o bombeo estimado para el pozo. La tasa de flujo o de bombeo, es determinada con un análisis de curvas en el comportamiento de influjo del yacimiento y la tubería

2.1.7 Velocidad anular.

La velocidad anular es la rapidez del fluido mientras se mueve hacia arriba a través del espacio anular del pozo (figura 2.8), la cual tiene que ser suficiente para transportar los recortes del pozo. Sin embargo, si la velocidad anular es muy alta se puede generar un lavado del pozo (wash out), además de una muy alta densidad equivalente de circulación (ECD).

Fig. 2.8 Velocidad anular.

Cuando el lodo es circulado a través del sistema, la velocidad de movilidad es menor en donde el lugar del área de sección transversal es más grande, inversamente, cuando el fluido fluye a través del área de sección transversal pequeña, la velocidad anular en ese punto es mayor.

2.1.8 Presión hidrostática.

Es la presión ejercida por el peso de una columna de fluido, en función de la densidad del fluido y longitud de la columna del mismo. Los dos factores que afectan a la presión hidrostática son el peso del lodo y la profundidad vertical verdadera (TVD).

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2.1.9 Unidad de bombeo de nitrógeno.

El nitrógeno (N2) es un gas inerte (no reactivo) que es bombeado en un pozo para mejorar

la recuperación segura del fluido introducido y producido, mientras que reduce el potencial de daño de la formación, es más comúnmente utilizado en el campo petrolero de desplazar o aclarar líquidos. Esta característica permite que el aceite o el gas fluyan fácilmente desde el pozo. Suministra gas nitrógeno de alta pureza para ser utilizado en pozos de petróleo o gas. Comúnmente se dispone de dos tipo básicos de unidades: una unidad de conversión de nitrógeno que bombea nitrógeno líquido a alta presión a través de un intercambiador o convertidor de calor para suministrar gas de alta presión a temperatura ambiente, y una unidad de generación de nitrógeno que comprime y separa el aire para proveer un suministro de gas nitrógeno de alta presión. En la figura 2.9 se muestra una unidad de nitrógeno.

Fig. 2.9 Unidad de nitrógeno. 2.1.10 Flujo anular.

Régimen de flujo multifásico en el cual es fluido más ligero fluye en el centro de la tubería y el fluido más pesado está contenido en una película fina en la pared de la tubería. El fluido anular ocurre a altas velocidades del fluido más ligero y se observa tanto en pozos verticales como horizontales. A medida que la velocidad aumenta, la película puede

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desaparecer, lo cual conduce a un flujo de niebla o a un flujo de emulsión. Cuando la interfaz entre los fluidos es irregular, se puede utilizar el término de flujo anular ondulado. La figura 2.10 es un ejemplo de flujo anular en tuberías.

Fig. 2.10 Flujo anular. 2.1.11 Flujo niebla.

Un régimen de flujo de fluido multifásico caracterizado por la distribución de la fase gaseosa como burbujas a través de la fase líquida (figura 2.11). En un pozo productor en el que las burbujas se encuentran distribuidas en forma uniforma, existe poco movimiento relativo entre las fases. Cuando las burbujas se congregan y se combinan para formar una distribución menos uniforme de la fase gaseosa, se produce cierto deslizamiento relativo entre los gases y el gas tiende a atravesar la fase líquida.

Fig. 2.11 Flujo niebla.

2.2 Descripción de la unidad de tubería flexible.

En cualquier operación con T.F. se encuentra una unidad de tubería flexible en la cual se enrolla una sección continua de tubería de acero flexible. Durante el transporte a la localización del pozo, esta tubería permanece enrollada en un carrete de almacenamiento. A medida que se desenrolla del carrete de almacenamiento, pasa a través de un tubo con

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forma de cuello de ganso y se endereza justo antes de ingresar en el pozo. Al final de la operación, la tubería flexible se extrae del pozo y se enrolla nuevamente en el carrete.

Un cabezal de inyección remueve la sarta de T.F. del carrete y la baja en el pozo. Desde la cabina del equipo el operador controla el cabezal de inyección accionado hidráulicamente, para regular el movimiento y la profundidad de la sarta.

Un estopero (stripper), colocado por debajo del cabezal del inyector, proporciona un sello dinámico alrededor de la sarta de producción, es un elemento clave para bajar y extraer con seguridad la sarta de T.F. del pozo.

La UTF cuenta con un conjunto de preventores (BOP), colocado entre el stripper y el cabezal del pozo, provee las funciones de control de presión. La operación es monitoreada y coordinada desde la cabina de control del equipo.

2.2.1 Tubería flexible.

Son conductos tubulares de gran longitud y flexibilidad que no requieren utilizar conexión o junta para conformar todo un tren o sarta de tuberías. Es decir, la tubería continua, a diferencia de las tuberías convencionales que requieren un elemento conector para unir tubo por tubo y lograr contar con una longitud apropiada para el trabajo a realizar. La TF es de dimensiones geométricas esbeltas (< 3 ½” de diámetro), aunque actualmente existen de grandes dimensiones (7” de diámetro) y la mayoría de las veces se utiliza como tuberías de trabajo en proceso de recuperación avanzada durante la vida productiva del pozo.

La tubería flexible o CT (coiled tubing), se define como un producto tubular fabricado de manera continua en longitudes que requieren que sea enrollado en un carrete durante el proceso de fabricación. Se comercializa en carretes, en longitudes que exceden los 9450 metros en aceros que han soportado desde 55 000 psi hasta 120 000 psi de esfuerzo de cedencia.

Cualquier operación con fines de mantenimiento o reparación de un pozo constituye un evento importante en su vida productiva. En muchos casos, una operación requiere la remoción y el reemplazo de la sarta de producción después de montar un equipo de terminación/reparación y matar el pozo. Para evitar los problemas de producción y los

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costos asociados con estas actividades, muchos operadores recurren a la tecnología de T.F. para posibilitar la ejecución de tareas y reparación en pozos activos. Esta tecnología permite desplegar herramientas y materiales a través de la tubería de producción o la tubería de revestimiento existente, mientras el pozo sigue produciendo.

La T.F. no cuenta con conexiones entre las uniones por lo tanto no existe la necesidad de enroscar y desenroscar, posibilitando así, la circulación continua durante las maniobras de bajada y salida del pozo. La circulación continua durante el tratamiento del pozo mejora el control del flujo; capacidad que constituye una de las razones principales para la aplicación de la T.F. en intervenciones a pozos. En la figura 2.12 se puede observar el aumento de diámetros que ha sufrido la TF a lo largo del tiempo.

Figura 2.12 Evolución de la tubería flexible.

Algunas de las características de la tubería flexible son:

 Resistencia mecánica: soporta fuerzas durante las operaciones.  Durabilidad: tener una duración de vida aceptable y predecible.

 Capaz de darle mantenimiento: adaptar una utilización adecuada y sea reparable en el campo.

 Resistencia a la cedencia del material.  Límites de tensión y compresión.  Resistencia a la corrosión.

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 Resistencia a la fatiga, el radio de doblamiento es un factor muy importante ya que entre más pequeño el radio se induce mayor fatiga (se emplea más vida de la tubería).

 Resistencia a la deformación.

 Daño por transporte y manipulación.

Ventajas de la tubería flexible.

 Pequeños tiempos de viaje dentro y fuera del pozo.  No es requerida una torre de trabajo (mástil) adicional.  Se pueden operar en pozos fluyentes.

 Bajos costos de movilización.  Reparaciones en pozos fluyentes.

 Operaciones en el interior de la tubería de producción (TP).  Menor costo de operación.

 Menor personal para el manejo del equipo.  Seguridad con bajo impacto al medio ambiente.

Desventajas de la tubería flexible.  No se puede rotar.

 Necesita constante monitoreo de la vida útil de la tubería.  Hay mayores caídas de presión por fricción en la TF.  Longitud limitada de tubería.

Limitaciones de la tubería flexible.

 Fatiga debido a doblado y presión, este es el mecanismo de daño más importante, el radio de cedencia es definido como el punto en el que si la tubería se dobla más de lo debido se causará deformación plástica en el material.

 La historia operativa es un factor determinante ya que el uso a la cual la sarta fue sometida indicará anomalías o límites de vida de uso.

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 La tubería es deformada plásticamente cada vez que pasa por el cuello de ganso o va al carrete.

 Las mayores limitaciones de la tubería flexible son: límites de vida debido a la fatiga y corrosión, límites de presión y tensión, límites de diámetro y ovalidad.  Presión interna en el punto de doblado causa deformación, aun cuando la presión

interna por sí misma es insuficiente para causar deformación.

Una tubería apropiadamente diseñada debe cumplir con los siguientes atributos para la operación planeada por el ingeniero.

 Suficiente resistencia mecánica para resistir con seguridad la combinación de fuerzas que impone el trabajo.

 Rigidez adecuada para ser corrida en el pozo hasta la profundidad requerida y/o empujar con la fuerza debida.

 Peso liviano para reducir los problemas de logística y el costo total.  Una máxima vida útil de trabajo.

Las principales fallas de las tuberías son el colapso, tensión, presión interna y corrosión.  Resistencia a la tensión es la presión que soporta la tubería al ser jalada sin salirse

del margen de seguridad.

 Resistencia al colapso es la presión que soporta la tubería al ser sometida por una fuerza ejercida externamente sin generar deformación.

 Resistencia a la compresión es la presión a la que se somete una tubería al ser comprimida o cargarle peso.

 Resistencia interna es la presión que soporta la tubería internamente sin generar deformación.

Factores que afectan las fuerzas de la tubería flexible (figura 2.13).

 Efecto de flotación: se refiere al peso de la TF tomando en cuenta los efectos de los fluidos internos y externos de la tubería, su densidad con su correspondiente efecto de flotación.

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 Estado mecánico del pozo: son las fuerzas correspondientes por la fricción y/o arrastre aplicado a la tubería debido a los cambios en desviación y azimut en la trayectoria del pozo.

 Pandeo residual: Es la fuerza o fricción generada cuando se mete la tubería por el stripper y en el pozo, causada por la flexión natural de la tubería almacenada en el carrete.

 Pandeo (flexión): es la fuerza de compresión generada cuando se mete la tubería flexible en pozos altamente desviados.

 Pandeo sinusoidal: este es causado cuando la tubería es empujada dentro del pozo hasta cierto nivel en el cual toma una onda de forma sinusoidal.

 Fricción del stripper: el sello que produce este para mantener segura la presión del pozo, genera una fuerza de fricción sobre la tubería. En pozos con alta presión, la presión impuesta por el stripper dificulta la inyección de la TF dentro del pozo.  Presión del pozo: la presión fluyente del pozo presenta una resistencia ascendente

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Fig. 2.13 Fallas en la TF.

La figura 2.14 nos muestra una gráfica de fuerza contra presión de pozo nos muestra diferentes diámetros de tubería, lo cual nos determina la cantidad de fuerza necesaria en la cabeza inyectora para vencer el empuje ejercido por la presión del pozo, además de las condiciones de la tubería para soportar los esfuerzos de compresión sometida.

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Fig. 2.14 Gráfica para determinar la fuerza necesaria en la cabeza inyectora. 2.2.2 Carrete de tubería.

El carrete de la TF se fabrica de acero, las capacidades para la tubería enrollada dependen del diámetro del tambor. El extremo de la TF está conectado a través de un hueco de la flecha o eje del carrete hacia una junta rotativa de alta presión. La junta rotativa está asegurada a una sección de tubería estacionaria la cual está conectada al sistema de bombeo de fluidos, para cuando se requiera un bombeo continuo y la circulación pueda mantenerse mientras se realiza un trabajo.

Una válvula de cierre se instala entre la tubería y la flecha del carrete para aislar la tubería de las líneas de bombeo en la superficie, en caso de alguna emergencia.

La rotación del carrete se controla mediante un motor hidráulico el cual actúa directamente sobre el eje del carrete, opera por un sistema de cadenas y engranes dentados.

Las funciones del carrete son:

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 Provee tensión atrás y controla las camas de la TF.  Control de la TF mientras es enrollada.

 Freno cuando la TF no se mueve.

 Bombeo de fluidos mediante la tubería y la unión giratoria.

La figura 2.15 ejemplifica un carrete de una unidad de tubería flexible.

Fig. 2.15 Carrete de UTF.

Los componentes principales del carrete son:  Unión giratoria

 Guía de la tubería.  Lubricador de tubería.  Medidor de profundidad.

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Unión giratoria: esta permite el bombeo de fluidos a la sarta de TF, mientras gira el carrete, se encuentra montada en el eje del carrete y cuenta con un juego de empaques que evitan la fuga de líquidos durante las operaciones (figura 2.16).

Fig. 2.16 Unión

giratoria.

Guía de la tubería: está es una guía que tiene como función evitar que la tubería se traslape en el carrete durante la introducción o extracción de la TF en el pozo, su movimiento está sincronizado con el giro del carrete y se opera desde la cabina de control. La tubería flexible es guiada al enrollarse en el carrete por un mecanismo llamado “conjunto de nivelar enrollar”, este enrolla y desenrolla adecuadamente.

Lubricador de tubería: es un dispositivo montado sobre el carrete de tubería que tiene la función de proporcionar una película de aceite para la protección de la TF.

Medidor de profundidad: es un mecanismo que indica la profundidad del extremo de la tubería dentro del pozo. Se encuentra instalado frente a la barra guía del carrete junto con el lubricador de tubería para observarlo con facilidad desde la cabina. Cuando la tubería pasa a través de este contador hay contacto con una polea que transmite el giro a un sistema de engranes, para ir cuantificando la cantidad de tubería introducida o recuperada (figura 2.17).

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Fig. 2.17 Medidor de profundidad.

Cuando se recupera tubería del pozo, la velocidad del motor del carrete necesita ser incrementada para permitir la rotación del carrete de manera que se mantenga a la par con la velocidad de extracción del inyector de tubería.

La función principal del freno del carrete, es la de detener la rotación del tambor si es que la tubería llegara a atorarse accidentalmente, o si ocurriera una condición de escape descontrolado. Cuando el carrete es transportado el freno evita la rotación del mismo. El carrete de tubería está equipado con un sistema para lubricar el exterior de la TF evitando así la corrosión y reduciendo las cargas de fricción que se generan al desplegar la tubería a través del stripper.

La habilidad de controlar el torque de salida del motor hace posible variar la tensión de la TF (entre el carrete y el inyector). La cantidad de presión hidráulica requerida para tener una tensión satisfactoria depende de la cantidad de la TF contenida en el carrete y la distancia del cuello de ganso. La figura 2.18 muestra lo que puede suceder cuando la tensión aplicada a la TF no es la adecuada.

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Fig. 2.18 Tensión en la TF.

La distancia del eje del carrete a la cama superior de la tubería puede tomarse como base para conocer que tanto torque deberá ser transmitido a la tensión de la tubería. Entre más grande sea la distancia más torque se necesitará para mantener constante la tensión.

2.2.3 Unidad de potencia (equipo de suministro de energía).

Está conformada por un motor de combustión interna diésel, el cuál puede tener un arreglo de 6 u 8 cilindros en “V” o en línea, con una transmisión para acoplar las bombas hidráulicas que suministran la potencia requerida mediante mangueras de alta presión, para operar los componentes del equipo de tubería flexible (sistema de control de presión, motores hidráulicos de la cabeza inyectora y carrete). Cuenta con válvulas de control de presión, filtros intercambiadores de calor y controles de emergencia para mantener represionados todos los sistemas en caso de que fallara el motor.

El sistema está diseñado de tal forma, que permite alimentar a un generador de corriente alterna que suministra la energía a los componentes eléctricos y al sistema de alumbrado. La unidad de potencia cuenta con un compresor (bomba que acciona el stripper, la lubricación y las cadenas de la cabeza inyectora y el sistema de arranque del motor).

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Fig. 2.19 Unidad de potencia.

Existen varios tipos de configuraciones de las unidades de tubería flexible, los cuales están en función de las necesidades de operación. En la actualidad hay tres tipos y son los siguientes:

 Unidad de potencia del mismo tracto-camión.

 Sobre una plataforma con fuente de potencia independiente.

 Integrada en el mismo patín de la cabina de control y montada en un patín independiente.

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2.2.4 Cabina de control.

Esta contiene todos los controles e instrumentos de cada componente del equipo que interviene. La cabina se eleva durante las operaciones con un sistema de gatos neumáticos, que facilita la visibilidad requerida y realizar la intervención con la máxima confiabilidad, efectividad y seguridad (figura 2.20). Al verificar las condiciones de los componentes externos: carrete, cabeza inyectora y la operación en general, mediante la consola de control al cual se encuentra dentro de la cabina.

Fig. 2.20 Cabina de control.

El conjunto de la consola está completo con todos los controles e indicadores requeridos para operar y controlar todos los componentes que se hallan en uso y puede estar montado en un patín para uso costa afuera o permanentemente montado como ocurre en las unidades

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de tierra. La consola montada en un patín, puede estar colocada donde se le necesite en el sitio del pozo, según el deseo del operador.

Los motores del carrete y el inyector se operan desde el tablero de control, a través de válvulas que determinan la dirección del movimiento y la velocidad de operación de la tubería. También se encuentran ubicados en la consola, los sistemas de control que regulan la cadena de transporte, el conjunto del stripper y varios componentes para el control del pozo.

La cabina está integrada para operar todos los componentes del equipo adicional a la instrumentación propia de esta, contará con el equipo de cómputo, electrónico necesario para registrar en tiempo real y almacenar en memoria como mínimo los siguientes parámetros (figura 2.21):

 Presión interna de la tubería.

 Presión en el espacio anular de la TF/ TP.  Gasto y presión de circulación.

 Peso y esfuerzo de tensión de la TF.

 Velocidad de introducción y extracción de la tubería flexible.  Profundidad de operación de la TF.

 Esfuerzos y cargas axiales a lo largo de la tubería en los viajes de la TF al pozo.  Esfuerzos o cargas sinusoidales y helicoidales.

 Manómetros para indicar las condiciones de todos los sistemas del equipo y pozo.  Presión del pozo.

 Válvulas de control.  Freno del carrete.

 Sistemas para el control de enrollamiento en el carrete de la tubería, válvulas y manómetros para mantener la presión adecuada al lubricador de TF.

 Control para abrir o cerrar los arietes del conjunto de preventores (BOP).  Paro automático de emergencia.

 Control de la unidad de potencia.  Equipo electrónico.

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 Presiones hidráulicas del sistema de control de pozo.  Presión hidráulica de la contra presión del carrete.  Presión hidráulica del sistema motriz del inyector.  Presión hidráulica del stripper.

 Presión de operación del inyector de tubería y dirección.  Arranque y parada del grupo motriz o fuente de poder.

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Fig. 2.21 Tablero de control. 2.2.5 Cabeza inyectora.

La cabeza inyectora es un sistema mecánico que proporciona la fuerza de reacción y la estabilidad necesaria para introducir y sacar la sarta de forma continua, diseñada para tres funciones básicas:

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 Proporcionar la confianza para introducir la tubería al pozo en contra de la presión o para superar la fricción de las paredes del pozo.

 Controlar la velocidad de entrada de la TF al pozo.

 Soportar el peso de la tubería suspendida y cuando es acelerada a velocidades de operación al ser extraída del pozo.

Mecanismo de empuje: consiste en dos cadenas de tracción, conducidas por un aro dentado impulsado por motores hidráulicos contra rotativos. Estas cadenas se fabrican fijando el block silla (agarre), el cual se monta entre los eslabones de la cadena y se maquina para ajustar la circunferencia de la sarta de TF. Los block silla, se forzan hacia la tubería por una serie de rodillos de compresión, activados hidráulicamente, aplicando una fuerza requerida para establecer el sistema de fricción conductor.

Funciones de la cabeza inyectora:  Introducir y recuperar la TF.

 Guiar la TF al carrete y cabeza inyectora.

 Proveer el empuje requerido para insertar la tubería dentro del pozo contra la presión para vencer la fricción del pozo. La tubería puede ser insertada mientras se le corre sin herramienta conectada a ella, o usada para llevar hacia el interior del pozo herramientas y dispositivos sujetos en el extremo de la TF.

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

 Soportar todo el peso de la tubería y acelerada a la velocidad de operación, al momento de estarse extrayendo TF fuera del pozo.

La cabeza inyectora provee la fuerza reactiva y estabilidad para insertar o remover la TF del pozo (figura 2.22). La carga que la cabeza inyectora debe soportar es igual a la diferencia entre la fuerza vertical producida por la presión del pozo y el peso de la tubería suspendida.

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Fig. 2.22 Cabeza inyectora.

Los componentes principales de la cabeza inyectora son los siguientes:  Cuello de ganso.

 Cadenas.

 Motores hidráulicos.  Indicador de peso.

Cuello de ganso: este es un arco de acero con roles, montado sobre la cabeza inyectora, que actúa como guía a la sarta de TF (figura 2.23).

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Fig. 2.23 Cuello de ganso.

La tabla 2.1 muestra la relación entre los diámetros del cuello de ganso y el diámetro de la TF empleado de acuerdo a este.

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Cadenas: son una serie de eslabones, roles y blocks de acero con caras semicirculares que corresponden al diámetro de la tubería que se esté utilizando, estos transmiten la fuerza necesaria para introducir y extraer la TF del pozo. Cuando la tubería es introducida en el pozo, la carga en las cadenas se incrementa y se requiere aumentar la fuerza de los blocks, para mantener una fricción eficiente. Esto se logra por medio de un sistema de tensión de cadenas, usando presión hidráulica a través de engranes.

Existen 2 tipos de cadenas:

1. Tipo “S”: en esta cadena los baleros están montados en la misma cadena y corren a lo largo de las pistas que van sujetas por medio de balancines a los gatos de tracción (figura 2.24).

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2. Tipo “R” y de mordaza intercambiable: en este caso la cadena no tiene baleros y corre a lo largo de una pista de baleros que va sujeta mediante bujes a la carcaza de la cabeza inyectora (figura 2.25).

Fig. 2.25 Cadenas tipo “R”.

Motores hidráulicos: suministran la tracción requerida para mover la tubería dentro y fuera del pozo. Los motores utilizados se encuentran sincronizados a través de una caja de velocidades para operar el movimiento de las cadenas.

Indicador de peso: este dispositivo opera hidráulica y/o electrónicamente. El indicador de peso está localizado en la base de la cabeza inyectora (figura 2.26). Este mecanismo está conectado al panel de control de operaciones, para verificar el peso de la tubería y la fuerza necesaria para sacar la tubería del pozo. Proporciona el peso de la sarta de tubería colgada en las cadenas de la cabeza inyectora. Este indicador permite al operador saber cuándo la

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tubería flexible está bajando sin ninguna obstrucción o subiendo libre sin ningún atrapamiento.

Fig. 2.26 Indicador de peso.

2.3 Equipo para el control del pozo.

El conjunto de preventores proporciona un medio de control eficiente y seguro de las presiones del pozo durante una operación normal o de emergencia. La configuración de los rams del preventor y el puerto de matar; facilitan las operaciones de control. El conjunto de preventores está equipado con cuatro juegos de rams y se instalan sobre el árbol de válvulas, o sobre la mesa rotaria de equipos convencionales. Son operados desde la cabina de control a través del circuito hidráulico y de un acumulador neumático.

Preventores: Su función es proporcionar un medio de control eficiente y seguro de las presiones del pozo durante una operación normal o de emergencia. El sistema de preventores se debe utilizar en cada operación de servicio. Está equipada con arietes ciegos, arietes de corte, arietes de cuñas y arietes anulares.

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El sistema de preventores es una parte de importancia crítica en la UTF, está compuesto por el conjunto de stripper y los arietes operados hidráulicamente, especificados para una presión de trabajo.

Para cierres de emergencia los acumuladores proporcionan la energía requerida para activar el juego de rams que permiten el control del pozo, o bien pueden ser cerrados manualmente, los arietes hidráulicamente operados en la columna de preventores necesitan efectuar cuatro funciones:

1. Sellar el orificio abierto. 2. Cortar la tubería.

3. Sujetar la tubería.

4. Sellar alrededor de la tubería.

La columna de tubería flexible más común es la columna cuádruple. Un juego compacto de arietes múltiples permite facilidad de armado y de mantenimiento. El ariete cuádruple es muy popular y permite el alojamiento de arietes ciegos, arietes de corte de tubería, arietes de cuñas y arietes anulares (figura 2.27).

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Los preventores se colocan debajo del conjunto del stripper. El conjunto estándar para un arreglo de cuatro arietes para TF es el siguiente:

 Arietes ciegos.  Arietes de corte.  Arietes de cuñas.  Arietes anulares.

El preventor consta de la siguiente configuración (figura 2.28).

 Ariete ciego: están diseñados para efectuar un sello total del pozo cuando no hay tubería dentro del preventor o al perder el control del pozo, el sellado de este tipo de arietes ocurre cuando los elementos de elastómero dentro de los arietes se comprimen el uno contra el otro.

 Arietes de corte: son utilizados para cerrar y cortar la tubería flexible en caso de que se atore abajo del conjunto de preventores.

 Arietes de cuñas: utilizados para sujetar la tubería sin dañarla. Estos están equipados con dientes unidireccionales que se mueven en contra de la tubería flexible cuando se activan y soportan su peso. Estos pueden utilizarse para asegurar la TF cuando se cierran contra la misma y evitar movimiento en caso que se presente una alta presión que pudiera expulsarla.

 Arietes anulares: están equipados con avanzados sellos de elastómero que igualan el diámetro externo específico de la TF en uso. Cuando se cierran contra la tubería estos arietes aíslan la presión del espacio anular, debajo de los arietes.

 Válvula igualadora: permite igualar la presión en el interior del preventor para abrir los rams.

 Puerto de matar: se ubica en la parte media del cuerpo del preventor y permite bombear fluidos para el control del pozo.

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Fig. 2.28 Preventor.

Preventores combi: este tipo de preventores están equipados con dos conjuntos de rams, los cuales cumplen con dos funciones al momento de ser operados, su distribución es la siguiente:

1. Rams ciego y corte: utilizados para cortar la TF y efectuar sello en el diámetro interno del preventor.

2. Rams anular y cuñas: diseñado para que la TF quede sujeta cuando estos rams cierren, efectuando así, un sello alrededor de la misma sin dañar la superficie. Stripper: es un preventor de trabajo, el cual tiene la función de controlar la presión del pozo durante las operaciones con tubería flexible. Permite trabajar en pozos fluyentes, ya que las presiones son controladas por dos elementos de sello (uretano y nitrilo), que al efectuar presión realizan un sello sobre el cuerpo de la TF, durante la introducción y extracción de la misma. El mecanismo de operación es hidráulico y se realiza desde la cabina de control.