coiled tubing español

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



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


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.



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.



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.



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.



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.



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.

22

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



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



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



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



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



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



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)


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)


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:

38

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.

39

Figura N.- 15

Consola de Control



Figura N.- 16

Diagrama - Consola de Control

Fuent

e: Manual de Halliburton


40

2.6. REMOLQUE Y GRUA DEL COILED TUBING.

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

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

locacin.

Figura N.- 17

Remolque y Gra del Coiled Tubing



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



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:

46

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


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

47

Cobre de 0.20 0.40

Nquel 0.25 mximo

Fuente: Halliburton


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

48

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.

50

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.

52

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.

53

A continuacin tenemos una figura que muestra una curva tpica Tensin-Torsin

para este tipo de acero.

Figura N.- 19

Grfico Torsin vs Tensin



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.

54

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.

55

Figura N.- 20

Grfico Deformacin Plstica



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.

56

Todo esto puede ser calculado en la siguiente ecuacin:

Frmula 1. Para calcular la curva O-P

[ ]PULGSy

DER

= 2



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.

57

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



58

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



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.

59

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.

60

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:

61

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



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.

62

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.

63

Figura N.- 24

Configuraciones de las curvas del CT bajo cargas compresivas



2.8. COMPONENTES DEL EQUIPO CTU.

Los componentes del equipo de Coiled Tubing son los siguientes:

2.8.1. EL POWER PACK.

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

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

coiled tubing español

Documents