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I
II
UNIVERSIDAD TECNOLGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERA
CARRERA DE TECNOLOGA DE PETRLEOS
TESIS DE GRADO PREVIA A LA OBTENCION DEL TITULO DE
TECNLOGO EN PETRLEOS AR
TEMA
APLICACIONES DE COILED TUBING (CTU) EN LA LIMPIEZA DE
PERFORACIONES EN UN POZO INYECTOR
AUTOR:
CRISTIAN E. TAMAYO S.
DIRECTOR DE TESIS:
ING. PATRICIO IZURIETA
Quito, Diciembre 2011
III
DECLARACIN
Yo, CRISTIAN ELICIO TAMAYO SOLORZANO, declaro que todo el trabajo aqu escrito
es de mi autora y que no ha sido presentado para ningn grado profesional.
-------------------------------
Tamayo S. Cristian E.
C.I. 160037496-9
IV
INFORME DEL DIRECTOR
Con las facultades que me otorga la Universidad Tecnolgica Equinoccial, como Director
de Tesis, del Sr. Estudiante Tamayo S. Cristian E. alumno de la Facultad de Ciencias de la
Ingeniera, carrera de Tecnologa de Petrleos, debo indicar que el trabajo por el realizado y
supervisado por mi persona es de mi total aprobacin, razn por la cual debo indicar que el
presente trabajo se encuentra listo para calificacin y defensa.
---------------------------------------
Ing. Patricio Izurieta
DIRECTOR DE TESIS
V
DEDICATORIA
Ha sido el creador de todas las cosas, el que me ha dado fortaleza para continuar cuando a
punto de caer he estado; por ello, con toda la humildad que mi corazn puede emanar,
dedico primeramente mi trabajo a Dios.
De igual forma, a mis padres, Elicio y Yolanda, quienes han sabido formarme con buenos
sentimientos, hbitos y valores, lo cual me ha ayudado a salir adelante buscando siempre el
mejor camino.
A mi esposa Gabriela por su amor, apoyo y compaa en cada etapa del camino recorrido
juntos y, tambin en aquellos momentos difciles.
A mi hermano Diego por su cario incondicional y para toda mi familia, quienes han sido
un apoyo constante.
Cristian Elicio Tamayo Solrzano
VI
AGRADECIMIENTO
Primeramente agradezco a Dios, quien ha sido mi gua y fortaleza durante todo el camino
de mi vida para llegar a alcanzar el xito en mis estudios y en mis futuros proyectos de
superacin personal.
Adems a mis padres, Elicio y Yolanda, a mi esposa Gabriela y a mi hermano Diego,
quienes con su apoyo, sacrificio y consejos me ayudaron da a da a enfrentar los
obstculos de la vida, sobresalir y as 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 preocupacin me ayudaron a salir adelante para poder alcanzar mis
metas tanto en mi vida personal y como estudiantil.
Finalmente, a la Universidad Tecnolgica Equinoccial, a los docentes de la carrera quienes
con sus conocimientos y apoyo me han ayudado a ser un profesional competitivo en el rea
petrolera, para as desenvolverme actualmente en el cargo que desempeo.
VII
NDICE GENERAL
CARTULA ......................................................................................................................... II
DECLARACIN ................................................................................................................ III
INFORME DEL DIRECTOR ........................................................................................... IV
DEDICATORIA ................................................................................................................... V
AGRADECIMIENTO ....................................................................................................... VII
NDICE GENERAL .......................................................................................................... VII
INDICE DE CONTENIDOS.VIII
NDICE DE TABLAS ...................................................................................................... XIII
NDICE DE FIGURAS ............................................................................................... XIVIV
NDICE DE FRMULAS ................................................................................................ XV
NDICE DE ANEXOS ...................................................................................................... XV
RESUMEN ...................................................................................................................... XVII
SUMMARY .................................................................................................................... XVIII
VIII
INDICE DE CONTENIDO
CAPITULO I
1. INTRODUCCIN ............................................................................................................ 1
1.1. OBJETIVO GENERAL. .............................................................................................. 2
1.2. OBJETIVOS ESPECFICOS. ..................................................................................... 2
1.3. JUSTIFICACIN. ........................................................................................................ 3
1.4. IDEA A DEFENDER. .................................................................................................. 3
1.5. VARIABLES. ........................................................................................................... 3
1.5.1. VARIABLE DEPENDIENTE. ........................................................................ 3
1.5.2. VARIABLE INDEPENDIENTE. ......................................................................... 4
1.6. MARCO DE REFERENCIA. ........................................................................................ 4
1.6.1 MARCO TERICO. ......................................................................................... 4
1.7. MARCO CONCEPTUAL. ............................................................................................ 5
1.8. METODOLOGA. ........................................................................................................ 6
1.8.1. TIPO Y DISEO DE LA INVESTIGACIN. .................................................... 6
1.9. MTODOS DE INVESTIGACIN A EMPLEARSE. ....................................................... 6
1.9.1. MTODO GENERAL. ............................................................................................ 6
1.9.2. MTODO ESPECFICO. .................................................................................... 6
1.9.3. MODALIDAD. ........................................................................................................ 6
1.9.4. TCNICAS ............................................................................................................. 7
1.9.5. INSTRUMENTOS: .................................................................................................. 7
1.10. TCNICAS DE INVESTIGACIN. ............................................................................... 7
1.10.1. REVISIN DE LITERATURA ESPECIALIZADA. ........................................ 7
1.10.2. CHARLAS TCNICAS INFORMALES. ......................................................... 7
IX
CAPITULO II
2. COMPONENTES ASOCIADOS A LA UNIDAD DE COILED TUBING. ............... 9
2.1. CABEZA INYECTORA. .......................................................................................... 10
2.2. CARRETE O BOBINA DEL COILED TUBING. .................................................... 18
2.3. PREVENTOR DE REVENTONES (BOP). .................................................................... 23
2.4. EQUIPO DE BOMBEO. ............................................................................................ 30
2.4.1. UNIDAD DE BOMBEO. ................................................................................... 30
2.4.1.1. UNIDAD DE ACIDIFICACIN (STT 750). ....................................... 31
2.4.1.2. UNIDAD DE BOMBEO. ......................................................................... 32
2.4.1.3. EQUIPO ADICIONAL. ........................................................................... 34
2.4.2. HERRAMIENTAS DE ESTIMULACIN. ...................................................... 34
2.4.2.1. CONEXIONES EN SUPERFICIE. .......................................................... 34
2.4.2.1.1. LNEAS DE ALTA PRESIN ............................................................. 35
2.4.2.1.2. LNEAS DE BAJA PRESIN. ............................................................. 36
2.5. CONSOLA DE CONTROL DEL EQUIPO CTU. ..................................................... 37
2.6. REMOLQUE GRUA DE COILED TUBING..40
2.7. DESARROLLO DE LA TUBERA CTU. ................................................................. 41
2.7.1. CARACTERSTICAS DE LA TUBERA ....................................................... 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 TUBERA CTU. ........ 51
2.7.2.1. COMPORTAMIENTO DEL COILED TUBING. ................................... 52
2.7.2.2. PUNTO DE ESTALLIDO O DE RUPTURA (EFECTO BALN) ...... 58
2.7.2.3. PUNTO DE COLAPSO ........................................................................... 59
X
2.7.2.4. HIDRULICA DEL COILED TUBING ................................................. 60
2.7.2.5. COMPORTAMIENTO DEL POZO ........................................................ 62
2.8. COMPONENTES DEL EQUIPO CTU. .................................................................... 63
2.8.1. EL POWER PACK. ........................................................................................... 63
2.8.2. LOS STRIPPERS (DESMONTADORES) ....................................................... 65
2.8.2.1. STRIPPER CONVENCIONAL .............................................................. 67
2.8.2.2. STRIPPER RADIAL ................................................................................ 68
CAPTULO 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. VLVULAS CHECK. .............................................................................................. 76
3.2.1. VLVULA CHECK TIPO ALETA. ................................................................. 77
3.2.2. VLVULAS CHECK DE BOLA Y ASIENTO. ............................................... 78
3.3. BOQUILLAS Y SUBS A CHORRO (JETTING SUBS). .......................................... 79
3.3.1. SUBS DE CIRCULACIN. .............................................................................. 80
3.3.2. SUBS A CHORRO. ........................................................................................... 81
3.4. ARTICULACIN DE GIRO (SWIVEL JOINT). ..................................................... 82
3.5. ARTICULACIN DE DESCONEXIN (RELEASE JOINT). ................................ 83
3.6. VLVULA ALIVIADORA DE PRESIN ( PVR ). ................................................. 83
3.7 FILTROS DE RESIDUOS .......................................................................................... 84
3.8. CENTRALIZADORES ............................................................................................. 86
XI
3.8.1. CENTRALIZADORES DE ARCO-RESORTE ................................................ 87
3.8.2. CENTRALIZADORES RGIDOS .................................................................... 87
3.8.3. CENTRALIZADOR DE BRAZO-ESLABN .................................................. 88
3.9. MARTILLOS (JARS). ............................................................................................... 89
3.10. OVERSHOTS. ......................................................................................................... 90
3.11. ARPONES ............................................................................................................... 91
CAPTULO IV
4. HERRAMIENTAS DE PRUEBA ASOCIADAS CON LA UNIDAD CTU .............. 93
4.1. TAPN PUENTE PARA LA TUBERA DE PRODUCCIN. ................................ 93
4.2. EMPACADURAS DE PRUEBA INFLABLES PARA TUBERA DE
PRODUCCIN ................................................................................................................ 95
CAPTULO V
5. APLICACIN DEL SISTEMA CON COILED TUBING ................................................ 98
5.1 SELECCIN DE FLUIDOS ...................................................................................... 98
5.2 CARACTERSTICAS DEL POZO INYECTOR WANKE 3 A SOMETER A LIMPIEZA
DE PERFORACIONES Y ESTIMULACIN. ................................................................... 99
5.2.1 HISTORIA DEL POZO. .................................................................................. 100
CAPITULO VI
6.1. CONCLUSIONES114 6.2. RECOMENDACIONES..115
XII
ANEXOS
BIBLIOGRAFA ................................................................................................................ 116
CITAS BIBLIOGRFICAS ............................................................................................... 116
GLOSARIO ........................................................................................................................ 117
ANEXOS....119
XIII
NDICE DE TABLAS
Tabla # 1 Especificaciones Unidad Acidificadora ................................................................ 32
Tabla # 2 Codificacin Bombas: TWS 400 S ................................................................. 33
Tabla # 3 Propiedades Fsicas del acero HSLA ................................................................ 46
Tabla # 4 Propiedades Qumicas .......................................................................................... 46
Tabla # 5 Propiedades mecnicas del CTU de titanio .......................................................... 50
Tabla # 6 Dimensiones, valores de presin e informacin general del coiled tubing. ......... 52
Tabla # 7 Datos de inyeccin de agua ................................................................................ 102
Tabla # 8 Tratamiento qumico .......................................................................................... 103
Tabla # 9 Sistemas a ser usados .......................................................................................... 104
Tabla # 10 Fluido de limpieza.... 107
Tabla # 11 Sistema de Limpieza ......................................................................................... 109
Tabla # 12 Sistema de Costos ............................................................................................. 111
XIV
NDICE DE FIGURAS
Figura N.- 1 Unidad de Coiled Tubing ensamblada. .............................................................. 2
Figura N.- 2 Unidad de Coiled Tubing ................................................................................. 10
Figura N.- 3 Cabeza Inyectora de la Unidad de Coiled Tubing ........................................... 11
Figura N.- 4 Vista en corte de un Inyector. .......................................................................... 12
Figura N .- 5 Guia de Tubing o Cuello de Ganzo15 Figura N.- 6 Carrete de Servicio de la Unidad de Coiled Tubing. ....................................... 18
Figura N.- 7 Carrete y motor hidrulico. .............................................................................. 20
Figura N.- 8 Level Wind .21 Figura N.- 9 Preventor de Reventones .................................................................................. 24
Figura N.- 10 Ariete ciego .................................................................................................... 25
Figura N.- 11 Arietes Cortadores de Tubera ....................................................................... 26
Figura N.- 12 Arietes Deslizantes ......................................................................................... 27
Figura N.- 13 Arietes de Tubera .......................................................................................... 28
Figura N.- 14 Unidad de bombeo ......................................................................................... 31
Figura N.- 15 Consola de Control ........................................................................................ 39
Figura N.- 16 Diagrama - Consola de Control ..................................................................... 39
Figura N.- 17 Remolque y Gra del Coiled Tubing ............................................................. 40
Figura N.- 18 Unidad de Coiled Tubing montada sobre el remolque .................................. 41
Figura N.- 19 Grfico Torsin vs Tensin ........................................................................... 53
Figura N.- 20 Grfico Deformacin Plstica ..................................................................... 55
Figura N.- 21 Desarrollo Cclico del Doblamiento del CT .................................................. 57
Figura N.- 22 Diagrama de resultados .................................................................................. 58
Figura N.- 23 Diagrama Rata de Flujo vs Presin ................................................................ 61
Figura N.- 24 Configuraciones de las curvas del CT bajo cargas compresivas ................... 63
XV
Figura N.- 25 Power Pack ..................................................................................................... 64
Figura N.- 26 Componentes de un Stripper .............................................................................. 66
Figura N.- 27 Vista de seccin transversal de un Stripper Convencional ................................... 68
Figura N.- 28 Stripper Radial ............................................................................................... 69
Figura N.- 29 Conector Tipo Grapa ...................................................................................... 75
Figura N.- 30 Conector Setscrew ......................................................................................... 76
Figura N.- 31 Vlvula Check .................................................................................................. 77
Figura N.- 32 Vlvula Check Tipo Aleta ............................................................................. 78
Figura N.- 33 Vlvula Check tipo bola ................................................................................. 79
Figura N.- 34 Jetting Subs .................................................................................................... 80
Figura N.- 35 Subs de Circulacin ....................................................................................... 81
Figura N.- 36 Swivel Joint (Articulacin de Giro) ............................................................... 82
Figura N.- 37 Valvula Aliviadora de Presin ....................................................................... 84
Figura N.- 38 Filtro de residuos ............................................................................................ 86
Figura N.- 39 Centralizador Rgido ...................................................................................... 88
Figura N.- 40 Overshot ......................................................................................................... 91
Figura N.- 41 Tapn tipo Puente .......................................................................................... 94
Figura N.- 42 Pozo a ser intervenido..100
Figura N.- 43 Cabeza Inyectora..106
NDICE DE FRMULAS
Frmula 1. Para calcular la curva O-P .................................................................................. 56
NDICE DE ANEXOS
Anexo 1. Tablas de Conversin .......................................................................................... 122
Anexo 2. Hoja de Seguridad Msds Xileno. ..................................................................... 124
XVI
RESUMEN
Basada en la investigacin realizada de la Unidad CTU y su uso en la limpieza de
perforaciones de un pozo de petrleo, en esta tesis se realiz un estudio del Pozo Inyector
Wanke 3, el resultado del problema presentado en el pozo y del diseo del programa de
estimulacin, tiene una aplicacin concreta y puede mostrar resultados a los problemas
ocasionados en el pozo, permitiendo la medicin de la eficacia del tratamiento.
CTU es un sistema porttil que funciona con energa hidrulica, de fcil transportacin que
inyecta y recupera una sarta continua de tubera de dimetro pequeo dentro del pozo o dentro de
una sarta de gran longitud de tubera de produccin o casing para efectuar servicios petroleros
como perforacin, cementacin, completacin, estimulacin.
En el Captulo II se tiene una descripcin general de todos los componentes que forman
parte de la Unidad CTU, los cuales nos ayudan a entender su aplicacin para nuestro pozo.
En el captulo III y IV nos centramos en la descripcin de las herramientas que se usan en el
fondo del pozo y las herramientas de prueba asociadas a la Unidad CTU, informacin que
nos servir para el debido anlisis del problema que presenta nuestro pozo y la solucin que
debemos dar.
Finalmente luego de realizado el tratamiento a nuestro pozo y su respectiva limpieza el
mismo muestra una recuperacin en la inyeccin 17000 BWPD. Entonces podemos
concluir que dicho tratamiento nos mostr resultados aceptables y que antes de realizar el
tratamiento se registro una declinacin de inyeccin de 16800 BWPD a 15000 BWPD.
XVII
SUMMARY
Based on the carried out investigation of the Coiled Tubing Unit and their use in the
cleaning of perforations of a well of petroleum, in this thesis one carries out a study of the
Well Wanke 3, the result of the problem presented in the well and of the design of the
stimulation program, it has a concrete application and it can show results to the problems
caused in the well, allowing the measurement of the effectiveness of the treatment.
The Coiled Tubing Unit it is a portable system that works with hydraulic energy, of easy
transportation that run in hole a continuous string of pipe of small diameter inside of the
production tubing to make oil services as cementation, completion and stimulation.
In the Chapter II has a general description of all the components that are part of the Coiled
Tubing Unit, which help us to understand their application of our well. In the chapter III
and IV we center ourselves in the description of the tools that are used in the bottom of the
well and the test tools associated to the Coiled Tubing Unit, information that will be used
for the due analysis of the problem that presents in the well as a solution that we should
give.
Finally after having carried out the treatment to our well and their respective cleaning the
same show us a recovery of the production of 17000 BWPD. Then we can conclude that
said treatment showed us acceptable results and that before carrying out the treatment we
had registration a decline production of 16800 BWPD to 15000 BWPD.
CAPTULO I
1
CAPTULO I
1. INTRODUCCIN
La unidad de Coiled Tubing es una unidad autnoma de reparacin (workover), fcilmente
transportable e hidrulica, que inyecta y recupera una tubera flexible y continua dentro de
una lnea ms 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 inyeccin de fluidos mientras se contina moviendo la
tubera flexible.
La acumulacin de parafinas en los perforados del pozo, los agentes de sostn en
operaciones de fractura o los slidos de perforacin se pueden lavar y circular a superficie
utilizando el coiled tubing.
Los fluidos ms utilizados son:
Agua Gelificada
Espuma estable (base nitrgeno)
Solventes
Nitrgeno
2
Figura N.-1
Unidad de Coiled Tubing ensamblada.
Fuente: Bloque 14 Andes Petroleum
Elaborado por: Cristian Tamayo
1.1. OBJETIVO GENERAL.
Conocer los aspectos y caractersticas ms importantes del Sistema de Coiled Tubing y su
aplicacin en la limpieza de perforaciones de un pozo inyector.
1.2. OBJETIVOS ESPECFICOS.
Uso de los sistemas de Coiled Tubing (CTU).
3
Ventajas de este sistema de tubera 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. JUSTIFICACIN.
La presente tesis nos permitir conocer los aspectos y caractersticas ms importantes de un Sistema
de Coiled Tubing, el cual se conoce con las siglas CTU, adems nos permitir conocer su uso en los
diferentes servicios y operaciones en donde se puede ejecutar. Cabe destacar que los temas a tratarse
sern lo ms claro posible, ya que este sistema se lo puede usar desde los procesos de perforacin
hasta los procesos de produccin, pasando por las fases intermedias inherentes a la secuencia de
exploracin hidrocarburfera.
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 comparacin con el uso de un Rig de reacondicionamiento.
1.5. VARIABLES.
1.5.1. VARIABLE DEPENDIENTE.
Pozos Inyectores.
4
1.5.2. VARIABLE INDEPENDIENTE.
Sistema de Coiled Tubing
1.6. MARCO DE REFERENCIA.
En los siguientes puntos se menciona como funciona, los elementos del Coiled Tubing.
1.6.1 MARCO TERICO.
Coiled Tubing (CTU) es un sistema porttil que funciona con energa
hidrulica, de fcil transportacin que inyecta y recupera una sarta continua de tubera
de dimetro pequeo dentro del pozo o dentro de una sarta de gran longitud de tubera
de produccin o casing para efectuar servicios petroleros dentro de las tareas de
perforacin, cementacin, completacin, estimulacin.
Es un equipo que consta bsicamente de elementos similares al de una unidad
de workover, con la gran diferencia de que el Coiled Tubing presenta una tubera 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 tubera
puede soportar presiones de trabajo de hasta 5000 psi y alcanzar longitudes de hasta
25000 pies.
El concepto operacional de un Sistema de Coiled Tubing implica correr una
sarta de tubera continua de cierto dimetro dentro de un pozo para ejecutar operaciones
especficas de servicio sin perturbar las caractersticas inherentes a las completaciones y
al equipo existente en un pozo perforado. Cuando se ha culminado cualquier tarea de
5
servicio dentro del pozo, la tubera es recuperada y enrollada en un gran carrete porttil
para ser transportada a otra locacin.
Se sabe que a inicios de la dcada de los 60 ya exista varios tipos de unidades
de Coiled Tubing que estaban operando tanto en la industria de explotacin de gas
como de petrleo, pero debido a numerosas fallas mecnicas de la mayora de estas
unidades casi desaparecen del campo petrolero.
Luego de muchos aos de investigacin y en forma paralela al desarrollo
explosivo de la tecnologa en el rea petrolera, el Coiled Tubing ha alcanzado grandes
progresos tcnicos que han permitido optimizar con calidad y seguridad trabajos como
bombeo, corrida de registros elctricos y hasta perforacin en hueco abierto.
1.7. MARCO CONCEPTUAL.
Unidad de Coiled Tubing.- es una unidad autnoma de reparacin workover, fcilmente
transportable e hidrulica, que inyecta y recupera una tubera flexible y continua dentro de una lnea
ms grande de tubing o casing.
Centralizadores.- son colocados o estn 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 ejecucin de un servicio de evaluacin de
la formacin antes del asentamiento o colocacin del casing o liner sobre el intervalo de inters.
6
Sarta de produccin.- la instalacin del Coiled Tubing como una sarta previa de produccin se ha
limitado a pozos de baja produccin o a pozos de gas con potenciales problemas de descarga de
lquido.
Punto de estallido o ruptura.- hinchamiento o abultamiento de la tubera como resultado del
aumento del dimetro de la misma.
1.8. METODOLOGA.
A continuacin se indica cuales sern las tcnicas y mtodos para la presente investigacin.
1.8.1. TIPO Y DISEO DE LA INVESTIGACIN.
La presente investigacin se realizar basndose en los diferentes artculos publicados
y de las experiencias de compaas que han trabajado con estos equipos.
1.9. MTODOS DE INVESTIGACIN A EMPLEARSE.
Se emplearn los siguientes mtodos para el desarrollo de la misma:
1.9.1. MTODO GENERAL.
Mtodo Deductivo.
1.9.2. MTODO ESPECFICO.
Experimental.
1.9.3. MODALIDAD.
Descriptiva.
7
1.9.4. TCNICAS
Visita al campo.
1.9.5. INSTRUMENTOS:
Libros
Manuales
Internet
1.10. TCNICAS DE INVESTIGACIN.
Las tcnicas de investigacin son las siguientes:
1.10.1. REVISIN DE LITERATURA ESPECIALIZADA.
Buscar informacin tcnica sobre el uso de Sistemas de Coiled Tubing, como
tambin en: fuentes de informacin de compaas de servicios especializadas en estos
equipos.
1.10.2. CHARLAS TCNICAS INFORMALES.
Se aprovechar la experiencia de expertos en sistemas de Coiled Tubing.
CAPTULO II
9
CAPTULO II
2. COMPONENTES ASOCIADOS A LA UNIDAD DE COILED TUBING.
La unidad de Coiled Tubing es un sistema de servicio porttil con fuerza motriz
hidrulica, diseado para inyectar y recuperar una sarta contina de tubera concntrica a la
tubera de produccin que tiene mayor dimetro interno, o en sartas de tubera de
revestimiento.
La tubera flexible esta diseada para las aplicaciones de servicio de pozos, se halla
disponible en tamaos de 0,750" de dimetro externo hasta 3,5" de dimetro externo.
Los componentes bsicos de una unidad de Coiled Tubing son los siguientes:
2.1. Cabeza Inyectora
2.2. Carrete del Coiled Tubing
2.3. Preventor de reventones
2.4. Unidad Operadora
2.5. Consola de Control
2.6. Remolque y Gra del Coiled Tubing
2.7. La tubera enrollable
10
Figura N.- 2
Unidad de Coiled Tubing
Fuente: Bloque 14 Andes Petroleum
Elaborado por: Cristian Tamayo
2.1. CABEZA INYECTORA.
El inyector de la Unidad del Coiled Tubing es el componente usado para agarrar la
tubera de longitud contina y proveer las fuerzas necesarias para desplegar y recuperar el
tubo dentro y fuera de la boca del pozo. El conjunto del inyector est diseado para efectuar
tres funciones bsicas:
11
1. Proveer el empuje requerido para insertar la tubera dentro del pozo contra la
presin o para vencer la friccin del pozo. La tubera 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 tubera flexible.
2. Controlar la velocidad de descenso de la tubera dentro del pozo, bajo varias
condiciones de pozo.
3. Soportar todo el peso de la tubera y acelerarlo a la velocidad de operacin, cuando
se est extrayndolo fuera del pozo.
Figura N.- 3
Cabeza Inyectora de la Unidad de Coiled Tubing
Fuente: Manual de Halliburton
Elaborado por: Cristian Tamayo
12
Existen varios tipos de inyectores con traccin 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 demostracin 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.
Fuente: Manual de Halliburton
Elaborado por: Cristian Tamayo
El Inyector maneja la sarta de tubera continua usando dos protectores de eslabn de
las cadenas de empuje de traccin, los cuales son movidos por los motores de rotacin
hidrulicos.
13
Un sistema de contra peso hidrulico provee el frenado dinmico cuando la presin
hidrulica de los motores hidrulicos cesa. Muchos motores tienen frenos actuados
mecnicamente, que se sueltan hidrulicamente y vienen como componentes internos que
traban automticamente cuando la presin hidrulica cesa en el motor. En otros casos se
utilizan frenos mecnicos externos separados.
Las cadenas estn fabricadas con bloques entrelazados montados entre los eslabones
y dispuestos de tal forma para que encaje toda la circunferencia de la tubera enrollada.
El concepto operativo fundamental del inyector de cadenas opuestas contra
rotatorias, es que usa cadenas de traccin fabricadas con bloques de agarre inter trabantes
montados entre los eslabones de la cadena.
Estos bloques de agarre estn diseados para minimizar el dao a la tubera flexible
y deben ser fabricados para ajustar la circunferencia de la sarta de tubera flexible, o
acabados con una forma en V para acomodar tamaos variables de dimetros externos de la
tubera flexible.
Los bloques que se encuentran dentro de la cadena son empujados sobre la tubera
por una serie de rodillos de compresin hidrulica que reparten la fuerza requerida para
estabilizar la friccin del sistema de empuje y sostenimiento.
Este Ensamble de Mando o de Manejo opera basndose en el principio de control de
Friccin, donde el tubing es sostenido entre bloques opuestos que proveen una suficiente
14
magnitud de fuerza normal aplicada, dando como resultado una fuerza tangencial mayor
que la fuerza axial de carga del tubing.
La fuerza normal que se aplica es generada por dos cilindros hidrulicos directores,
los cuales se encuentran conectados a un brazo reciprocante. Un brazo idntico es colocado
en forma mecnica para oponerse al movimiento: por lo que el tubing est sostenido por los
dos brazos, cuyas presiones de friccin son uniformes, lo que evitar la deformacin del
tubing.
El Inyector se encuentra equipado con un ensamble ubicado en la parte superior que
provee de soporte, direccin y alineacin adecuados a la tubera flexible dentro de las
cadenas agarradoras del Inyector.
Consiste de un sistema de rulimanes dispuesto en forma de arco, llamado el
Ensamble de Gua del Tubing Cuello de Ganso (Goose Neck), montado directamente
sobre los protectores del eslabn, encima del Inyector, sirviendo de soporte y
direccionamiento para recibir la tubera enrollada que viene desde el carrete y guiarla por
los bloques de la cadena agarradora del Inyector.
15
Figura N.- 5
Gua del Tubing o Cuello de Ganso.
Fuente: Bloque 14 Andes Petroleum
Elaborado por: Cristian Tamayo
El ensamble de la Gua de Tubera incorpora una serie de rodillos montados a 90
sobre el armazn arqueado, el cual tiene el mismo radio-curvatura de la bobina o carrete de
servicio.
Generalmente, la longitud del radio del Gua-Tubera varia entre 60 y 72 pulg para
tubera de - 1 pulg. Mientras que para tuberas ms anchas, por ejemplo de 1 1/3 2
pulg, se requiere que el radio del Gua-Tubera sea de 84 pulg. mnimo.
En la base del Inyector se ubica la Prensa Estopa (Stuffing Box), la cual se opera
hidrulicamente y contiene un elemento elstico que se comprime con la tubera, su
finalidad, aislar la presin anular del pozo perforado de la atmsfera.
16
Es de importancia crtica que el inyector tenga un indicador de peso que mida la
carga de tensin de la tubera 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 tubera
flexible.
Deber tambin tenerse un indicador que mida la fuerza de compresin en la tubera
flexible, debajo del inyector cuando se est insertando la tubera flexible a presin dentro
del pozo ( a menudo se refiere a esto como un peso negativo ).
En la base del inyector se halla un mecanismo de stripper hidrulicamente operado
que se posiciona a lo largo del eje central de la tubera flexible cuando se asegura en el
conjunto motor de la cadena.
El Stripper es el dispositivo de control de presin primario en el arreglo de los
preventores de reventones de la unidad de Coiled Tubing. La presin de trabajo mxima
estndar especificada para el conjunto del stripper es de 10.000 psi, pero algunos de los
nuevos conjuntos de stripper estn diseados para presiones de trabajo hasta 15.000 psi.
En inyectores de tecnologa ms avanzada, cuando se transporta herramientas hasta
el fondo del pozo, se utiliza un Indicador de Peso doble accin 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 telescpicos,
2. Mediante una estructura de acero elevada hidrulicamente, llamada
Jack Stand (Plataforma Hidrulica Elevada).
17
Estas estructuras sirven para balancear la carga total del ensamblaje de la Unidad
Inyectora del Tubing y la sarta del trabajo sobre la cabeza del pozo y para asegurarlas
contra movimientos laterales. La Cabeza Inyectora est libre de moverse verticalmente
dentro de la estructura gua para permitir el funcionamiento del Indicador de Peso.
Los Soportes Telecpicos, son utilizados por lo general cuando la altura de los
Inyectores o debido al diseo del cabezal del pozo, no permiten usar el Jack Stand. Al usar
los soportes telescpicos, las secciones altas se insertan dentro de las cuatro ranuras
localizadas en el armazn 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 Hidrulica Elevada) se recomienda ser usado en
superficies que no presenten obstculos (para Offshore). Este tipo de plataforma nos ayuda
a distribuir el peso del Inyector en forma uniforme alrededor del permetro del lugar de
asentamiento.
El Inyector siempre debe asegurarse al piso con por lo menos un contraviento en la
parte frontal y dos en al parte posterior, estos deben colocarse para minimizar el impacto
debido a los bruscos movimientos creados por los momentos o fuerzas estticas generadas
en el cabezal del pozo.
18
2.2. CARRETE O BOBINA DEL COILED TUBING.
El Carrete de servicio sirve como un mecanismo de almacenamiento de la tubera
flexible durante el transporte y como el dispositivo de bobinado durante las operaciones con
tubera flexible.
Es un tambor grande de acero, cuyo dimetro va de 60 a 72 pulg. Mientras que el
dimetro de su borde externo es de 9 pies. Con estas medidas es posible envolver tubera
continua de hasta 2.600 pies de longitud de 1 pulg. de dimetro, o enrollar tubera de hasta
22.000 pies de longitud de 1 de pulg. de dimetro.
Figura N.- 6
Carrete de Servicio de la Unidad de Coiled Tubing.
Fuente: Bloque 14 Andes Petroleum
Elaborado por: Cristian Tamayo
El extremo interno de la unidad, est conectado a travs del segmento hueco del
ncleo del carrete, a una articulacin giratoria de alta presin montada directamente en el
19
ncleo. Esta articulacin giratoria, esta asegurada a una seccin estacionaria de la tubera
que est luego conectada al sistema de bombeo de fluido o gas. En consecuencia pueden
mantenerse el bombeo y la circulacin continuos durante el trabajo.
Adems del servicio de bombeo de fluidos del carrete, existen sartas de tubera
flexible que se usan especficamente para servicios de lneas elctricas de cable (wireline
elctrico). La lnea de cable se corre por dentro de la tubera flexible y termina en el ncleo
del carrete, saliendo por un compartimiento de entrada a presin.
El cable multi- conductor, se corre de la entrada a presin a una conexin rotatoria
(anillo colector) similar a aquellos que se encuentran en las unidades de lneas de cables
elctricos. En los carretes equipados para servicios de lneas elctricas, estas conexiones
elctricas estn ubicadas en el ncleo del carrete, opuestas a la articulacin giratoria.
La rotacin del carrete de servicio se controla mediante un motor hidrulico que
puede estar montado en el bloque del carrete para dar traccin directa, o puede ser operado
por el conjunto motor de cadena y rueda dentada. Este motor se usa para mantener una
traccin constante en la tubera, manteniendo en consecuencia la tubera envuelta
ajustadamente sobre el carrete.
Durante la inyeccin de la tubera, se mantiene una ligera contra- presin en el
motor del carrete para permitir que el inyector tire, desenvolviendo la tubera del carrete, al
mismo tiempo que mantiene la tubera en tensin entre el inyector y el carrete. La tensin
provista por el carrete sobre la tubera flexible entre el carrete y el inyector, se llama
comnmente la contra- tensin del carrete.
20
Figura N.- 7
Carrete y motor hidrulico.
Fuente: Bloque 14 Andes Petroleum
Elaborado por: Cristian Tamayo
El sistema motor del carrete debe producir suficiente traccin para proveer a la
tubera flexible la tensin requerida para doblar la tubera sobre el arco gua y llevarlo hacia
el carrete.
La tubera flexible almacenada en un carrete de servicio tiene tensiones residuales
internas que crean una condicin para la potencial desenvoltura y salto hacia afuera como
resorte de la tubera desde el carrete, si es que se afloja la contra-presin en la tubera.
21
Para evitar que la tubera flexible se suelte con esta accin de resorte o ltigo, el
extremo libre de la tubera flexible debe ser siempre mantenido en tensin. Durante las
operaciones, la contra- tensin del carrete evita que el mismo salte como resorte.
La tubera es guiada hacia la bobina por medio de un mecanismo denominado
Level-Wind (Nivel Devanado), el cual sirve para alinear correctamente la tubera cuando
se envuelve o cuando se devana del carrete.
Figura N.- 8
Level Wind Gua de la Tubera.
Fuente: Bloque 14 Andes Petroleum
Elaborado por: Cristian Tamayo
El ensamble del nivel del devanado abarca todo el ancho del carrete y puede ser
levantado hasta la altura deseada para alinear la tubera entre la Gua del Inyector y el
carrete.
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Sobre el Level Wind (Nivel Devanado) se encuentra un Aparato Contador de
Tubera que con una serie de ruedas engranadas en contacto con la tubera enrollada sirve
para la medicin mecnica del piezaje de la tubera que se utiliza en una operacin.
Debern tambin incluirse tems adicionales de seguridad en el conjunto del carrete,
para proveer un sistema de frenos activado hidrulicamente. La funcin principal del freno
del carrete, es la de detener la rotacin del tambor si es que la tubera se parte
accidentalmente entre el carrete y el inyector, o si ocurre una condicin de escape
descontrolado.
Este sistema de frenos no tiene la intencin de detener la provisin de tubera
descontrolada en el nodo de escape, sino solamente ofrecer resistencia para disminuir la
velocidad de la rotacin del carrete.
El freno puede tambin minimizar la tendencia de la tubera en el carrete, de saltar
como resorte en el caso de prdida de presin hidrulica y por lo tanto, perdida de la contra-
tensin del carrete.
Cuando se trasporta el carrete, el freno evita la rotacin del carrete. Muchas
unidades incorporan un dispositivo en sus sistemas de potencia hidrulica, para proveer
contra- presin en el motor que disminuya la velocidad del carrete.
23
2.3. PREVENTOR DE REVENTONES (BOP).
El Preventor de Reventones (BOP) es la parte crtica de toda la unidad de Coiled
Tubing, y se la utiliza en cada operacin de servicio. Los arietes hidrulicamente operados
en la columna de preventores de reventones necesitan efectuar cuatro funciones:
1. Sellar el orificio abierto,
2. Cortar la tubera,
3. Sujetar la tubera y,
4. Sellar alrededor de la tubera.
Segn lo requieran las aplicaciones, pueden aadirse ms 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 estndar y para H2S.
El preventor de reventones (BOP) est compuesto por: 4 arietes hidrulicos que
soportan una presin de hasta 10.000 PSIG.
Las 4 secciones del BOP estn equipados (de arriba hacia abajo), con:
Arietes ciegos, Arietes cortadores de tubera, Arietes deslizadores, y Arietes de tubera.
24
Figura N.- 9
Preventor de Reventones
Fuente: Bloque 14 Andes Petroleum
Elaborado por: Cristian Tamayo
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
elastmero dentro de los arietes se comprimen el uno contra el otro.
Para que los arietes ciegos funcionen apropiadamente, la tubera u otras
obstrucciones a lo largo de los casquetes de los arietes deben ser retirados.
25
Cabe hacer notar que el sello de presin en el conjunto del ariete ciego, est
diseado para sostener la presin solamente desde abajo.
Figura N.- 10
Ariete ciego
Fuente: Manual de Halliburton
Elaborado por: Cristian Tamayo
LOS ARIETES CORTADORES DE TUBERA, rompen, cortan o parten la
tubera flexible si la caera se traba dentro de la columna de preventores, o si es necesario
cortar la caera (por ejemplo por planes de contingencia) y para retirar del pozo el equipo
de superficie.
A medida que se cierran las hojas de corte sobre la tubera flexible, las fuerzas
impartidas mecnicamente llevan el cuerpo del tubo a la falla. Las hojas de corte deberan
ser dimensionadas de acuerdo a la tubera en uso, para dar un corte en circunferencia. Si el
corte es deformado, el tubo debe ser arreglado para devolverle su geometra apropiada.
Debe tenerse disponible suficiente fuerza y rea hidrulicas para cortar a travs de la
26
tubera. Pudieran requerirse unidades hidrulicas, accesorios de refuerzo, o unidades de
actuadores, dependiendo de la tubera.
Figura N.- 11
Arietes Cortadores de Tubera
Fuente: Manual de Halliburton
Elaborado por: Cristian Tamayo
LOS ARIETES DESLIZANTES, deben estar equipados con dientes bi-
direccionales que al activarlos se aseguren contra la tubera, resistiendo el peso de la caera
que se halla por debajo.
Los arietes deslizantes tambin se cierran sobre la caera y aseguran e impiden el
movimiento en el evento que la presin del pozo amenace el riesgo de expulsar la tubera
fuera del pozo.
27
Estos arietes estn provistos con mangas de gua, las cuales centran apropiadamente
la tubera flexible dentro de las ranuras interiores del cuerpo del ariete, a medida que las
cuas se vayan cerrando.
Figura N.- 12
Arietes Deslizantes
Fuente: Manual de Halliburton
Elaborado por: Cristian Tamayo
LOS ARIETES DE TUBERA (O DE STRIPPING), estn equipados con sellos
de elastmero pre-formados para ajustar al dimetro exterior especifico de la tubera
flexible en servicio.
Cuando se cierran contra la tubera flexible, los arietes de tubera se usan para aislar
la presin del espacio anular del pozo debajo de los arietes.
28
Estos arietes estn tambin equipados con manguitos gua para centrar
apropiadamente la tubera flexible dentro del rebaje de la abertura, a medida que se van
cerrando los ariete.
Figura N.- 13
Arietes de Tubera
Fuente: Manual de Halliburton
Elaborado por: Cristian Tamayo
Los arietes ciegos y los arietes cortadores de tubera, generalmente, estn separados
de los arietes deslizadores y de los arietes de tubera por un borde salido en el cuerpo del
Preventor de reventones el cual es utilizado como una lnea de matado durante el control del
pozo.
Una vlvula especificada a la Presin de Trabajo Mxima Permisible (MAWP) de la
columna de preventores de reventones (usualmente 10.000 psi) est montado sobre la brida
de la lnea de matado. Tambin se incluye por lo menos una vlvula de aislamiento de
dimetro pleno de alta presin.
29
Desde esta vlvula, se corre tpicamente una lnea Chiksan de alta presin para
conectar la lnea de matado a los preventores de reventones. La lnea de matado
normalmente se usa para bombear fluidos dentro del pozo. En una emergencia, la vlvula
del lado de la salida con brida de los preventores de reventones, debe usarse para efectuar el
retorno o invertir la circulacin de fluido.
No obstante, hacer retornos a travs de la lnea de matado expone los juegos
inferiores de arietes y los casquillos, a la accin de los slidos, desperdicios y otros fluidos
de retorno. Esto pudiera afectar adversamente el funcionamiento de los arietes y no es una
prctica recomendable.
En los servicios de reparacin y terminacin de pozos que requieren circulacin de
los retornos del pozo hacia la superficie (desperdicios, cido consumido, etc), se
recomienda el uso de una T de flujo separada, montada directamente debajo de la
columna de preventores de arietes cudruples.
La conexin tipo T tiene que estar equipada con una vlvula aisladora de presin.
En todos los cuerpos de los BOP, los compartimentos de los arietes ciegos y de los arietes
de desmantelamiento estn equipados con prticos que permiten a la presin el equilibre
dentro de los cuerpos de los arietes y posibilitar que la presin diferencial se equilibre en
caso de que se activen los arietes.
30
UNIDAD OPERADORA.
La unidad operadora del sistema de Coiled Tubing est organizada para operar
todos sus componentes. El tamao del motor primario del ensamble vara de acuerdo a las
necesidades de la unidad hidrulica de empuje. El mecanismo principal para unidad
especfica de Coiled Tubing, puede fluctuar desde un conjunto desplegable hasta un
conjunto deslizante auto soportado costa afuera.
Los conjuntos o paquetes estndar de estos transferidores, en la mayora de las
unidades de Coiled Tubing, estn equipados con motores a diesel y bombas hidrulicas.
2.4. EQUIPO DE BOMBEO.
El equipo de bombeo consta de los siguientes componentes los cuales se describen
a continuacin:
2.4.1. UNIDAD DE BOMBEO.
Cada camin esta equipado con una bomba criognica con un diseo de lubricacin
y cojinetes que permite un amplio rango de caudales de bombeo, puede estar montada en
una unidad combinada o en un skid.
31
Figura N.- 14
Unidad de bombeo
Fuente: Bloque 14 Andes Petroleum
Elaborado por: Cristian Tamayo
2.4.1.1. UNIDAD DE ACIDIFICACIN (STT 750).
El equipo de acidificacin consta de un camin bombeador con dos tanques donde
se preparan los qumicos que se van a inyectar al pozo, los tanques estn diseados para
resistir al cido y los solventes, cuya capacidad puede ser:
a) Twin 750 gl (2,8 m3)
32
b) 1.500 gl (5,7 m3)
c) Trailer 5.000 gl (20 m3)
Para la preparacin del cido se disponen sistemas de mezcla que recirculan los
fluidos y no se decanten por diferencia de densidades, segn la configuracin de la
unidad podemos tener distintos sistemas de mezcla como:
a) Tobera manual
b) Tobera automtica
c) Mezcla en Jet
d) Agitadores en tanque
Tabla # 1
Especificaciones Unidad Acidificadora
STT 750
Potencia instalada
Sistema mezcla
Tanques de cido
Control trailer
Conexiones succin
475 HP
Tub / Jet
Twin 750 gl
Cabina local
4 pulgadas
Fuente: BJ SERVICES (4)
Elaborado por: Cristian Tamayo
2.4.1.2. UNIDAD DE BOMBEO.
Esta unidad esta compuesta por dos motores a diesel que accionan dos bombas de
tres pistones cada una que pueden dar hasta 15.000 Psig cada una, sin embargo en BJ
33
SERVICES ECUADOR, se usa las unidades PSM (mezcla de lechada a presin) que es una
unidad dual que permite realizar trabajos de cementacin / acidificacin.
Para los trabajos de estimulacin se usa bombas de flujo intermitente que permite
corto tiempo de operacin con bajos caudales y altas presiones, las unidades de bombeo se
identifican segn normas internacionales. As:
Tabla # 2
Codificacin Bombas: TWS 400 S
Primera Letra Segunda y Tercera
Letra
Indicador ltimas dos letras
Nmero
Cilndricos
Ciclo de operacin Presin mx. Diseo
C = Duplex
T = Triples
Q = Quintuplex
WS = Flujo intermitente
HB = Flujo continuo
400 BHP LW = Diseo
Especial
S = Corto
HV = Vlvula
horizontal
Fuente: JAMES (26)
Elaborado por: Cristian Tamayo
Estas bombas son alimentadas por bombas centrfugas a 300 RPM.
NORMA ASME STD A -442
34
2.4.1.3. EQUIPO ADICIONAL.
En este caso la unidad acidificadora, tiene un panel de controles con los medidores
necesarios pare el desarrollo de la operacin; esta unidad dispone de lo siguiente:
a) Registrador de presin desde 1.000 hasta 15.000 Psi
b) Contador de barriles
c) Medidor de presin de centrfuga, bomba de aceite, de aire, aceite.
d) Medidor de temperatura desde 60 C hasta 120 C.
2.4.2. HERRAMIENTAS DE ESTIMULACIN.
SCHLUMBERGER (8) indica que los programas de operacin y armado del equipo
en superficie los realiza el departamento de ingeniera y cada programa es diferente puesto
que se realizan trabajos diferentes, el objetivo de las herramientas para realizar una
estimulacin es armar confiablemente y seguro el equipo que se utiliza en este tipo de
trabajo.
2.4.2.1. CONEXIONES EN SUPERFICIE.
JAMES (26) determina que todos los trabajos que se realizan en pozo se necesita
conexiones hidrulicas de baja presin o de lata presin; estas conexiones se hacen por
medio de mangueras o tuberas y son para unir hidrulicamente tanques y bombas o
bombas entre si o con el pozo.
35
2.4.2.1.1. LNEAS DE ALTA PRESIN
SCHLUMBERGER (8) especifica que las lneas de alta presin son aquellas que
van de 4.000 - 20.000 Psig. Las conexiones de alta presin se pueden identificar por el
grosor de sus paredes, estas usualmente son de acero y la medida del dimetro interno son:
a) 1 pulgada
b) 1 pulgada
c) 2 pulgadas
d) 2 pulgadas
e) 3 pulgadas
f) 4 pulgadas
La lnea de alta presin al pozo no debe ser rgida y debe tener la libertad de
movimiento en todos los planos, estas lneas son usadas para el bombeo de fluidos
energizados con gases (N2 CO2) o fluidos de cementacin o fracturacin.
Las mangueras de alta presin fabricadas de goma o caucho de cubierta externa, son
las que se emplean para el lavado de las lneas de servicio, transferir cido o fluidos de
desplazamiento, estas mangueras no deben ser usadas para bombeos a presin o como parte
de las lneas de venteo de alta presin, estas mangueras solas pueden ser usadas para aliviar
la presin cuando estn fijas a los manifolds de los bombeadores a presin.
SCHLUMBERGER (8)
36
2.4.2.1.2. LNEAS DE BAJA PRESIN.
SCHLUMBERGER (8) establece que las lneas de baja presin son aquellas
menores de 500 Psig, tambin son identificadas por su dimetro interno y generalmente son:
a) 3 Pulgadas
b) 4 Pulgadas.
Estas lneas estn generalmente asociadas con la unin para la alimentacin de los
mezcladores, transporte de qumicos o cidos; usualmente son mangueras de goma o
plstico o materiales combinados y reforzados a veces con una estructura de metal en forma
y mantener la resistencia, en este tipo de lneas se debe tener cuidado de no sobre presurizar
las mangueras.
Una aplicacin de estas lneas de baja presin son las lneas de succin 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, segn SCHLUMBERGER (8) se debe operar estas lneas con un caudal
mximo as:
a) Servicio con petrleo 8 bbl/min.
b) Servicio con agua 10 12 bbl/min.
Esto para minimizar la erosin y desgaste de las paredes internas de la tubera.
37
2.5. CONSOLA DE CONTROL DEL EQUIPO CTU.
El diseo de la consola de control para una unidad de tubera flexible, puede variar
con cada fabricante, sin embargo, normalmente todos los controles estn posicionados en
una consola remota.
La cabina se encuentra en una posicin alta, esto para poder obtener una buena
visibilidad, adems, todos los controles e instrumentos son comprensivos y estn diseados
para reducir la fatiga, con el objetivo de proveer al operador un conocimiento cabal de las
condiciones de operacin 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 travs de una vlvula que determina el movimiento de
la tubera, as como su direccin y velocidad de operacin. Adems 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 presin en el cabezal del
pozo y de la extensin del tubing, con vlvulas de control para accionar la gran cantidad de
componentes del preventor de reventones. Sobre el panel se encuentra una vlvula maestra
de bloqueo, con lo cual las vlvulas del BOP no pueden ser accionadas accidentalmente y
por lo tanto no actuarn los arietes antes de que se decida realizar esta operacin.
Los siguientes controles deben ser controlados para asegurarse que el equipo est
funcionando correctamente:
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Fuerza de Traccin: La fuerza de agarre o sujecin que el inyector aplica a la tubera flexible.
Tensin de Cadena: La tensin de la cadena necesaria para la insercin y eliminar la parte floja (de la cadena)
Presiones hidrulicas del Sistema de Control de Pozo. Presin Hidrulica de la Contra- Tensin del Carrete. Presin Hidrulica del Sistema Motriz del Inyector. Presin Hidrulica del Stripper. Presin y Tensin de Operacin del Carrete de Tubera. Direccin del Nivelador de Envoltura y Direccin del Carrete de Tubera flexible. Presin de Operacin del Inyector de Tubera y Direccin (entrada 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 .Aceleracin del Motor del Grupo Motriz. Presin del Sistema de Aire. Presin del Circuito Auxiliar.
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Figura N.- 15
Consola de Control
Fuente: Bloque 14 Andes Petroleum
Elaborado por: Cristian Tamayo
Figura N.- 16
Diagrama - Consola de Control
Fuent
e: Manual de Halliburton
Elaborado por: Cristian Tamayo
40
2.6. REMOLQUE Y GRUA DEL COILED TUBING.
El remolque se usa como transporte para la Unidad de Coiled Tubing en
operaciones realizadas en tierras, lo que implica llegar a una base de operacin denomina
locacin.
Figura N.- 17
Remolque y Gra del Coiled Tubing
Fuente: Bloque 14 Andes Petroleum
Elaborado por: Cristian Tamayo
41
El remolque es una cubierta en declive flotante, el mismo que se encuentra equipada
con una gra telescpica. Integrada a la gra est el sistema hidrulico de contravientos que
estabilizar el remolque al momento de la operacin.
Para su funcionamiento, la unidad entera de Coiled Tubing, es ensamblada sobre el
remolque y conectada a todos los aditamentos de la locacin. La finalidad principal de la
gra hidrulica es ubicar el inyector y el BOP sobre la cabeza del pozo.
Figura N.- 18
Unidad de Coiled Tubing montada sobre el remolque
Fuente: Bloque 14 Andes Petroleum
Elaborado por: Cristian Tamayo
2.7. DESARROLLO DE LA TUBERA CTU.
Los inicios de la tecnologa de tubera flexible (CT, por sus siglas en ingls) se
remontan al proyecto PLUTO (Lneas de Conduccin debajo del Ocano), un plan sper
42
secreto concebido para instalar lneas de conduccin 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 lneas de
conduccin para suministrar combustible a las fuerzas invasoras del DIA D. La mayor parte
de las lneas estaban fabricadas con uniones de 12 m [40 pies] y 3 pulgadas de dimetro
interior (ID, por sus siglas en ingls), 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 ms grandes se soldaban extremo con extremo, se
enrrollaban en tambores flotantes de 40 pies de dimetro y se remolcaban con
embarcaciones para tendido de cables.
El despliegue exitoso de 23 lneas de conduccin cuya longitud oscilaba entre 48 y
113 k.m. estableci las bases para el futuro desarrollo y utilizacin de la tubera flexible en
pozos de petrleo y gas.
Los elementos de los cabezales de inyeccin del Coiled Tubing modernos pueden
encontrarse en un dispositivo desarrollado por Bowen Tools a comienzos de la dcada de
1960 para el despliegue de antenas de radio en la superficie del ocano, desde submarinos
sumergidos hasta 183 m [600 pies] de profundidad.
La primera de esas unidades, construida por Bowen Tools y California Oil
Company en 1962, inclua un inyector regulado para cargas superficiales de hasta 13,608
43
Kg. (30,000 lbm) que corra una sarta continua de tubera de1,315 pulgadas de dimetro
exterior (OD, por sus siglas en ingls).
Las fallas de las soldaduras, los desperfectos de los equipos y las operaciones de
pesca necesarias para recuperar la tubera flexible perdida, hicieron que los operadores
perdieran confianza en esta tcnica.
Estos cambios permitieron la utilizacin de tuberas flexibles de mayor dimetro a
mayores profundidades de trabajo, mejoraron el desempeo y la confiabilidad de la tubera
flexible y redujeron la cantidad de fallas del equipo de superficie. Desafortunadamente, el
pobre ndice de xito general registrado y su reputacin como tcnica de confiabilidad
limitada siguieron importunando las operaciones de Coiled Tubing.
Los ltimos aos de la dcada de l970 y el comienzo de la dcada de 1980
constituyeron un punto de inflexin para la tubera 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 fabricacin y el fresado continuo permitieron la fabricacin de tubos de 1
pulgadas de dimetro exterior.
En 1983, Quality Tubing Inc. comenz a utilizar lminas de acero japons de 914 m
[3.000 pies] para reducir la cantidad de soldaduras requeridas en un 50%. Ms adelante,
durante el transcurso de la dcada de 1980, Quality Tubing introdujo la soldadura inclinada
para eliminar las soldaduras a tope.
44
Este proceso consista en cortar fajas de acero planas, en sentido diagonal, para
aumentar la resistencia y la vida til de la tubera flexible expandiendo la zona de soldadura
afectada por el calor en forma de espiral alrededor del tubo. Adems, el mejor conocimiento
de la fatiga de la tubera flexible posibilit la introduccin de mejoras en la confiabilidad y
el desempeo de las tuberas.
En 1990, se fres la primera sarta de tubera flexible de 2 pulgadas para la
terminacin permanente de un pozo. Inmediatamente despus de este evento, los
proveedores comenzaron a fabricar tuberas con dimetros exteriores de 2 3/8, 2 5/8, 2 7/8,
3 y 4 pulgadas para aplicaciones de servicios de pozos.
En la actualidad, las tuberas flexibles se fabrican con acero de alto lmite elstico
de 90,100, 110 y 120 klpc, y aleaciones resistentes a la corrosin la disponibilidad de aceros
de mayor resistencia y de dimetros ms grandes y la necesidad de reducir los costos fueron
factores clave que subyacieron la revolucin del Coiled Tubing de la dcada de 1990 y que
posteriormente dieron cuenta del aumento extraordinario de las operaciones de intervencin
de pozos concntricas o bajadas a travs de la tubera de produccin.
2.7.1. CARACTERSTICAS DE LA TUBERA
Existen tres fabricantes de tubera flexible, los cuales proveen todo lo relacionado a
tuberas para los contratistas que hacen servicios de Coiled Tubing en todo mundo, estos
fabricantes son:
1. Presicion Tube Technology,
2. Quality Tubing Inc. Y,
45
3. Southwestern Inc.
Estos fabricantes han desarrollado nuevos avances tecnolgicos pero siempre
siguiendo los parmetros especificados para los aceros HSLA; se ha conseguido una mayor
resistencia a travs de cambios en la qumica del acero o tratamientos de templado y
temperado (Q-T).
Existen al momento 3 tipos de tratamientos usados para la construccin de las
tuberas enrollables:
1. De acero convencional,
2. De acero (fundido) templado en caliente (Q-T) y,
3. De otros materiales.
2.7.1.1. DE ACERO CONVENCIONAL
La tubera que sirvi como patrn para los fabricantes de Coiled Tubing se la
fabrico de acero del tipo 4 HSLA modificado, los materiales con que estaba compuesta
poda resistir hasta 70.000 PSI de presin, los componentes de la misma se muestran a
continuacin:
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PROPIEDADES FSICAS Y QUMICAS DEL ACERO HSLA
UTILIZADO PARA FABRICAR COILED TUBING.
Tabla # 3
Propiedades Fsicas del acero HSLA
FSICAS:
Resistencia a la cedencia, mnimo 70.000 PSI
Resistencia a la tensin, mnimo 80.000 PSI
Elongacin mnima 30 %
Dureza mxima 22 C ROCKWELL
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Cristian Tamayo
Tabla # 4
Propiedades Qumicas
COMPOSICIN QUMICA:
Carbn de 0.10 0.15
Manganeso de 0.60 0.90
Fsforo 0.030 mximo
Azufre 0.005 mximo
Silicio de 0.30 0.50
Cromo de 0.55 0.70
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Cobre de 0.20 0.40
Nquel 0.25 mximo
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Cristian Tamayo
El primer paso para la fabricacin de la tubera flexible es adquirir surtidos de acero
en lminas, las cuales son envueltas en rollos de 3.500 pies; luego se selecciona el dimetro
de la tubera para su fabricacin.
Despus los 3.500 pies de estas finas tiras son soldadas diagonalmente hasta que se
logre formar un rollo continuo de hojas de acero. El rea soldada es alisada con tierra,
limpiada y examinada con rayos X con el objetivo de asegurar que las sueldas no tengan
ningn defecto; una vez que se ha enrollado la suficiente longitud de hoja de acero en la
rueda principal, las tiras pueden ser moldeadas.
Estas lminas son llevadas a travs de una serie de rodillos los cuales moldean
mecnicamente el interior de la tubera flexible. Los bordes de las lminas se las sueldan
utilizando una bobina inductiva de alta frecuencia colocada a pocas pulgadas fuera del
ltimo set de rodillos.
Las costuras soldadas son calentadas a temperaturas de alrededor de 1.650 F, luego
es sometido a un proceso de enfriamiento y al final se la somete a pruebas.
La tubera continua es llevada a travs de un molde de medida definida, el mismo
que forma y redondea a la tubera a los dimetros requeridos; en esta parte del proceso todo
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el cuerpo de la tubera es sometido al tratamiento de calentamiento utilizando bobinas de
induccin.
El tratamiento de calentamiento ayuda a aliviar la tensin en toda la tubera con
temperaturas que van de 1.100 hasta 1.400 F e incrementa su ductilidad, luego se la enfra,
primero en forma gradual exponindola a la accin del aire y luego mediante un bao
lquido. Finalmente la tubera es enrollada en un carrete y se realiza pruebas de presin
mediante la inyeccin 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
qumicas con respecto al acero convencional.
La principal diferencia radica en la incorporacin de los elementos qumicos, como
son: cromo y molibdeno, los cuales proporcionan las caractersticas del tratamiento en
caliente del acero.
Su fabricacin es muy similar a la del acero convencional; ya que se utiliza el
proceso de moldeamiento a medida (mil- size), y luego someter a la tubera a calentamiento
en una solucin de alta temperatura y despus enfriarla bruscamente (Quench), esto hace
que se convierta en una micro estructura endurecida, la misma que le da al acero una
resistencia extremadamente alta pero de baja ductilidad.
49
Seguido de esto el acero es sometido a un largo y controlado tratamiento de calor
(Tempered), lo cual baja el nivel de resistencia y transmite ductilidad a toda la tubera.
Al final se obtiene una sarta de Coiled Tubing de muy alta resistencia y con
propiedades fsicas mejoradas, entre sus caractersticas tenemos la resistencia a la cedencia
que vara 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 % ms alto.
Este tratamiento incrementa los niveles de tensin de carga y la capacidad de
tolerancia a la presin, mejorando as de manera excepcional el ciclo de vida til respecto a
los aceros convencionales.
El material sometido a este proceso adems de tener alta resistencia tiene
limitaciones respecto a la reparacin en la tubera. Es decir, cuando una parte del tubing es
soldado para reparacin, se somete a esta seccin a temperaturas de fundicin, con lo cual
pierde algunas caractersticas fsicas, como es su resistencia, convirtindola en una tubera
con su resistencia original de 80Kpsi.
2.7.1.3. DE OTROS MATERIALES.
A principios de 1992, se empieza a fabricar las primeras sartas del Coiled Tubing
con Titanio para reacondicionamiento concntrico; en la tabla siguiente se especifican las
propiedades mecnicas de los 3 tipos o grados disponibles de tubera a base de Titanio.
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PROPIEDADES MECNICAS DEL COILED TUBING DE TITANIO.
Tabla # 5
Propiedades mecnicas del CTU de titanio
CEDENCIA TENSION Elongacin
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 lneas submarinas de
control, o como lneas de inyeccin de productos qumicos 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 corrosin, se denomina de Grado 12 y beta-C.
Adems se emplea en tuberas de produccin como instalaciones permanentes para
operaciones en ambientes adversos. Una de las ventajas del CT resistente a la corrosin y
aplicado como tubera de produccin es que no existen conexiones roscadas que goteen o
fallen. Se espera fabricar CT de titanio en tamaos de a 3 pulg. de dimetro exterior.
51
2.7.2. PROPIEDADES Y PARAMETROS FISICOS DE LA TUBERA CTU.
A continuacin se muestra una tabla en la cual se muestra un listado de las
especificaciones o parmetros tcnicos del Coiled Tubing.
En esta tabla se puede observar los dimetros, los espesores de pared y pesos de
tubera que se usan actualmente en la industria petrolera; se indican tambin los lmites de
presin y de carga axial de la tubera, valores que se incrementan al aumentar el peso del
tubing.
En la tabla se muestran los valores tericos de las presiones de estallido o cadencia
los cuales son calculados basndose en ecuaciones del Boletn API 5C3; dichos valores
ayudan a reflejar las presiones tericas de estallido por cedencia, utilizando aceros de pesos
mnimos asumidos.
Existe una reduccin de la seguridad mnima de la presin de trabajo del tubing
debido a las fuerzas acumulativas aplicadas sobre la tubera. Debido a la naturaleza del CT,
algunos eventos ocurren durante la vida de una sarta de tubera, que reducen los valores
mnimos de las presiones de estallido y de colapso.
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Tabla # 6
Dimensiones, valores de presin e informacin general del coiled tubing.
Fuente: Halliburton
Elaborado Por: Cristian Tamayo
2.7.2.1. COMPORTAMIENTO DEL COILED TUBING.
Para definir el comportamiento del Coiled Tubing tenemos que realizar una revisin
de la relacin Tensin Torsin para el acero tipo HSLA, durante una operacin normal.
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A continuacin tenemos una figura que muestra una curva tpica Tensin-Torsin
para este tipo de acero.
Figura N.- 19
Grfico Torsin vs Tensin
Fuente: Manual de Halliburton
Elaborado por: Cristian Tamayo
En el grfico la curva de la Tensin se la representa en el Eje Y y la curva de la
Torsin en el Eje X. Cuando se aplica tensin, se desarrolla una torsin.
El mdulo de elasticidad define la pendiente, y la tensin al punto " A " se define
como el lmite de proporcionalidad. Encima de este lmite, se encuentra el punto B que
indica el lmite de elasticidad
La torsin se considerar de carcter elstico cuando la tensin en el acero se la
mantiene debajo del lmite de elasticidad, y con esto no existir deformacin permanente.
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Al aplicar las cargas la tensin del material puede llegar a incrementarse ms all
del lmite de elasticidad y llegar al punto C, conocido como, Punto de Cedencia.
El punto de cedencia se refiere a la tensin que corresponde al punto de inicio de
torsin plstica (punto de moldeamiento y maleabilidad) en el material.
Cuando alcanzamos el punto de cedencia, el material sufre deformacin
permanente, entonces la torsin plstica se desarrolla completamente y el material inicia
con el proceso de Elongacin.
La pendiente P-O est tambin definida por el mdulo de elasticidad del material e
intercepta el eje X de torsin plstica como resultado de un caso de deformacin. Aplicando
tensin adicional, se alcanzar el punto D, que es el ltimo punto de resistencia a la
torsin del material y que una vez alcanzado, el material sufrir una falla de separacin.
Para que la tubera continua tenga un adecuado enrollamiento en el carrete de
servicio luego de su fabricacin, el acero tipo HSLA es deformado a propsito.
La curva O-P que se observa en el grfico, representa la deformacin plstica, y al
aplicar la tensin a la tubera es distendido relajado, entonces la torsin residual es
permanente y tiene un valor representado por la lnea P-O.
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Figura N.- 20
Grfico Deformacin Plstica
Fuente: Manual de Halliburton
Elaborado por: Cristian Tamayo
Para poder entender la tensin experimentada por el material HSLA se debe
considerar:
El grado de doblamiento que la tubera puede soportar, El radio mnimo de doblamiento al que es sometido el Coiled tubing, con una
cedencia de 70 Kpsi, y permanecer en estado de elasticidad.
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Todo esto puede ser calculado en la siguiente ecuacin:
Frmula 1. Para calcular la curva O-P
[ ]PULGSy
DER
= 2
Fuente: Manual de Halliburton
Elaborado por: Cristian Tamayo
DONDE:
R = Radio de doblamiento
E = Mdulo de elasticidad del acero (30 x 10 psi)
D = Dimetro externo de la tubera (pulg.)
Sy = Resistencia a la cedencia del acero ( 70 Kpsi )
En una operacin de servicio tpica del CT, la tubera sufrir debido a los siguientes
aspectos incidentes de doblamiento y enderezamiento:
La tubera es halada por el carrete por la Cabeza Inyectora. El motor hidrulico del
carrete hace resistencia u oposicin a la fuerza de tiro del inyector, colocando al
Coiled Tubing en tensin y enderezamiento como accin primaria del doblamiento
de la tubera.
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Cuando el Coiled Tubing alcanza la Gua de Tubera, el tubing es doblado o curvado con radios que van de las 54 hasta las 98 pulgadas, que son equivalentes a
los dimetros nucleares de los carretes.
La tubera es enderezada otra vez cuando es halada hacia el otro lado del Gua de Tubera y llevada a las Cadenas de la Cabeza Inyectora.
Con estos 3 puntos podemos saber lo que constituye un ciclo de doblamiento de la
tubera flexible. Entonces as vemos que cuando el tubing es extrado del pozo y enrollado
en la bobina, el mismo evento de doblamiento ocurre y la tubera 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 Cclico del Doblamiento del CT
Fuente: Manual de Halliburton
Elaborado por: Cristian Tamayo
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2.7.2.2. PUNTO DE ESTALLIDO O DE RUPTURA (EFECTO BALN)
El Efecto Baln, es un hinchamiento o abultamiento de la tubera que da como
resultado el aumento del dimetro de la misma, esto se da junto con a la presin interna del
Coiled Tubing durante el proceso cclico descrito. El efecto baln tiende a ser ms
dramtico cuando la presin interna se incrementa haciendo que las paredes del tubing se
adelgacen ligeramente.
Figura N.- 22
Diagrama de resultados
Fuente: Manual de Halliburton
Elaborado por: Cristian Tamayo
En el diagrama se representa El incremento del dimetro exterior de la tubera vs
Nmero de ciclos de doblamiento, se realiza con un tubo de muestra de 1 de OD,
0.087 pulg. de espesor de pared y 70 Kpsi de cedencia, mismo que se probo con presiones
internas de 2.500 y 5.000 PSIG.
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En el diagrama nos indica la diferencia que existe en el incremento del dimetro del
tubo, donde el incremento es mayor para 5.000 PSIG pero comienza a fallar en la vuelta o
ciclo N 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 terico de lo que pasa
durante las operaciones en el campo.
La validez de los clculos tericos del estallido de la tubera se limitan debido a las
condiciones dinmicas del tubo durante el deformado plstico debido a la presin,
utilizando los mtodos que indica el API Bulletin 5C3.
Debido a estos efectos, algunas compaas estn prosiguiendo con pruebas
independientes para evaluar el problema del efecto baln debido a la presin interna.
Otros factores deben tambin considerarse cuando se intente determinar la verdadera
condicin y subsecuente limitacin de la presin de la tubera.
Para determinar con seguridad la presin interna de trabajo para la vida til de una
sarta de coiled tubing, la industria generaliz en 5.000 PSIG la presin mxima de trabajo.
2.7.2.3. PUNTO DE COLAPSO
La tubera flexible debe tener su forma casi totalmente circular hasta ser empacada
en el carrete de servicio. Al realizar en empacado inicial, la tubera se deformara tomando
una figura casi ovalada, esto debido al pequeo radio de curvatura del carrete.
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La forma ovalada de la tubera se ver 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 Gua de Tubera.
En operaciones convencionales, las cargas por tensin son aplicadas en la forma de
peso al tubo y arrastradas cuando salen del pozo. La resistencia al colapso de la tubera
puede decrecer cuando se ve sometida a la variacin de cargas por tensin.
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 mxima tensin
aplicada.
2.7.2.4. HIDRULICA DEL COILED TUBING
Los servicios del Coiled Tubing se desarrollan alrededor de la capacidad de
bombear fluidos a travs de la tubera durante las labores de workover.
La friccin de fluidos se vuelve extremadamente grande cuando los porcentajes de
bombeo se incrementan debido al dimetro pequeo del Coiled Tubing. La presin lmite
de trabajo del Coiled Tubing que son 5000 psi restringe gravemente los porcentajes de
bombeo permisibles para varios fluidos.
Existen varios factores que deben ser considerados cuando se planifica una
operacin de bombeo con Coiled Tubing, entonces los principales detalles a ser
considerados son:
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Dimetro interno de la tubera Longitud del CT Tipo de flujo y su reologa Temperatura promedio del fluido Viscosidad del fluido Densidad y gravedad especfica del fluido
En el siguiente diagrama se observa La rata o porcentaje de bombeo versus La
presin de goteo de la tubera, la cual podr determinarse utilizando esta informacin.
Figura N.- 23
Diagrama Rata de Flujo vs Presin
Fuente: Manual de Halliburton
Elaborado por: Cristian Tamayo
El diagrama muestra una serie de curvas que han sido desarrolladas por los
fabricantes de Coiled Tubing, las mismas que sirven para predecir la cada de presin, la
cual se debe a la friccin de varios fluidos y tamaos de Coiled Tubing.
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Un repaso de estas curvas durante la fase de diseo de las ofertas de servicio
permite a los operadores y a las compaas de servicio de Coiled Tubing determinar las
presiones superficiales de bombeo necesarias para alcanzar los flujos requeridos a lo largo
de la tubera enrollada.
2.7.2.5. COMPORTAMIENTO DEL POZO
Debido a la aplicacin axial en la tubera de altas cargas compresivas con cargas
arrastradas hacia abajo del pozo, el Coiled Tubing est tambin limitado. Cuando las
cargas opuestas son aplicadas en los extremos del Coiled Tubing, la tubera se comportar
como una larga y delgada columna sin sostn o soporte; como resultado, si las fuerzas de
compresin a una sarta de este tipo son aplicadas excediendo las cargas crticas, causarn
rizamiento.
Entonces el CTU primero tomar la forma de una curva sinusoidal con grados de
amplitud en un plano especial. La tubera al final tomar la forma de una hlice producto
del incremento de empuje a las cargas superficiales.
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Figura N.- 24
Configuraciones de las curvas del CT bajo cargas compresivas
Fuente: Manual de Halliburton
Elaborado por: Cristian Tamayo
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 hidrulica necesaria que
necesita la Unidad de Coiled Tubing para ser operada y controlada y controlar el equipo