Aplicaciones de coiled tubing - CTU - en la limpieza de perforaciones en un pozo inyector

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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

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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.

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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.

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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 Diegopor su cariño incondicional ypara toda mi familia, quienes han sido un apoyo constante.

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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.

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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

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INDICE DE CONTENIDO

CAPITULO I

1. INTRODUCCIÓN ... 1

1.1.OBJETIVOGENERAL. ... 2

1.2.OBJETIVOSESPECÍFICOS. ... 2

1.3. JUSTIFICACIÓN. ... 3

1.4. IDEAADEFENDER. ... 3

1.5. VARIABLES. ... 3

1.5.1. VARIABLE DEPENDIENTE. ... 3

1.5.2. VARIABLE INDEPENDIENTE. ... 4

1.6. MARCODEREFERENCIA. ... 4

1.6.1 MARCO TEÓRICO. ... 4

1.7. MARCOCONCEPTUAL. ... 5

1.8. METODOLOGÍA. ... 6

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

1.9. MÉTODOSDEINVESTIGACIÓNAEMPLEARSE. ... 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.TÉCNICASDEINVESTIGACIÓN. ... 7

1.10.1. REVISIÓN DE LITERATURA ESPECIALIZADA. ... 7

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CAPITULO II

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

2.1.CABEZAINYECTORA. ... 10

2.2.CARRETEOBOBINADEL COILEDTUBING. ... 18

2.3.PREVENTORDEREVENTONES(BOP). ... 23

2.4.EQUIPODEBOMBEO. ... 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.CONSOLADECONTROLDELEQUIPOCTU. ... 37

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

2.7.DESARROLLODELATUBERÍACTU. ... 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

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2.7.2.4. HIDRÁULICA DEL COILED TUBING ... 60

2.7.2.5. COMPORTAMIENTO DEL POZO ... 62

2.8.COMPONENTESDELEQUIPOCTU. ... 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.VÁLVULASCHECK. ... 76

3.2.1. VÁLVULA CHECK TIPO ALETA. ... 77

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

3.3.BOQUILLASYSUBSACHORRO(JETTINGSUBS). ... 79

3.3.1. SUBS DE CIRCULACIÓN. ... 80

3.3.2. SUBS A CHORRO. ... 81

3.4.ARTICULACIÓNDEGIRO(SWIVELJOINT). ... 82

3.5.ARTICULACIÓNDEDESCONEXIÓN(RELEASEJOINT). ... 83

3.6.VÁLVULAALIVIADORADEPRESIÓN(PVR). ... 83

3.7FILTROSDERESIDUOS ... 84

(11)

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.TAPÓNPUENTEPARALATUBERÍADEPRODUCCIÓN. ... 93

4.2.EMPACADURASDEPRUEBAINFLABLESPARATUBERÍADE PRODUCCIÓN ... 95

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

5.1SELECCIÓNDEFLUIDOS ... 98

5.2CARACTERÍSTICASDELPOZOINYECTORWANKE3 ASOMETER ALIMPIEZA DEPERFORACIONESYESTIMULACIÓN. ... 99

5.2.1 HISTORIA DEL POZO. ... 100

CAPITULO VI 6.1. CONCLUSIONES………114

(12)

ANEXOS

BIBLIOGRAFÍA ... 116

CITASBIBLIOGRÁFICAS ... 116

GLOSARIO ... 117

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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla # 1Especificaciones Unidad Acidificadora ... 32

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

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

Tabla # 4Propiedades Químicas ... 46

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

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

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

Tabla # 8Tratamiento químico ... 103

Tabla # 9 Sistemas a ser usados ... 104

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

Tabla # 11 Sistema de Limpieza ... 109

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ÍNDICE DE FIGURAS

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

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

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

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

Figura N .- 5 Guia de Tubing o Cuello de Ganzo………15

Figura N.- 6Carrete de Servicio de la Unidad de Coiled Tubing. ... 18

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

Figura N.- 8 Level Wind ……….21

Figura N.- 9Preventor de Reventones ... 24

Figura N.- 10Ariete ciego ... 25

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

Figura N.- 12Arietes Deslizantes ... 27

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Figura N.- 25Power Pack ... 64

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

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

Figura N.- 28Stripper Radial ... 69

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

Figura N.- 30Conector Setscrew ... 76

Figura N.- 31Válvula Check ... 77

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

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

Figura N.- 34Jetting Subs ... 80

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

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

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

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

Figura N.- 39Centralizador Rígido ... 88

Figura N.- 40Overshot ... 91

Figura N.- 41Tapón 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

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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.

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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.

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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

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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.

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• 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.

(22)

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.

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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

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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.

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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.

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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

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Figura N.- 2

Unidad de Coiled Tubing

2.1. CABEZA INYECTORA.

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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

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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.

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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.

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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.

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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.

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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

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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.

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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,

(42)

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.

(43)

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.

(44)

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.

(45)

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.

(46)

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.

(47)

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.

(48)

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.

(49)

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:

(50)

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.

(51)

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.

(52)

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.

(53)

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.

(54)

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.

(55)

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.

(56)

• 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.

(57)

Figura N.- 15

Consola de Control

Figura N.- 16

Diagrama - Consola de Control

Fuent

e: Manual de Halliburton

(58)

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

(59)

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.

(60)

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.

(61)

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.

(62)

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:

(63)

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

(64)

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

(65)

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.

(66)

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.

(67)

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.

(68)

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.

(69)

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.

(70)

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.

(71)

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

(72)

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.

(73)

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,

(74)

Todo esto puede ser calculado en la siguiente ecuación:

Fórmula 1. Para calcular la curva O-P

[

PULG

]

Sy

D

E

R

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

=

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:

(75)

• 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

(76)

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

(77)

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

(78)

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.

(79)

• 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

(80)

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.

(81)

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:

(82)

• 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

(83)

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

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• 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

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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.

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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