ICoTA International Coiled Tubing Association

presenta

Una Introducción a la tubería enrollada Historia, aplicaciones y beneficios de la tubería enrollada

©Derechos reservados sobre la traducción. Petróleo Internacional, 2007.

¿Qué es tubería enrollada (CT)? ______________________________________________3 Elementos claves en una unidad de CT _________________________________________3 Equipo de control de pozos __________________________________________________7 Ventajas de la CT__________________________________________________________8 Utilización de CT en el campo________________________________________________8

Historia ___________________________________________________________________9 Origen de la CT ___________________________________________________________9 Equipos iniciales de CT ____________________________________________________10 Evolución de los equipos de CT _____________________________________________10

El negocio ________________________________________________________________14 Crecimiento de la flota de servicios CT________________________________________14 Nuevos mercados para la CT / Utilización en el campo ___________________________15 Proveedores de servicio de CT_______________________________________________16

La tubería ________________________________________________________________16 Materia prima para CT_____________________________________________________16 Fabricación de CT ________________________________________________________17 Comportamiento mecánico de la tubería enrollada _______________________________17 Diseño de la sarta de CT ___________________________________________________19 Herramientas de inspección en CT ___________________________________________19 Reparaciones y empalmes __________________________________________________20 Limitaciones costafuera de peso y espacio _____________________________________20 Extensión del cubrimiento de las operaciones CT – Orugas de fondo de pozo __________21 Alternativas al acero carbón en CT ___________________________________________21

Utilización en reparaciones y completamiento de pozos___________________________22 Utilización común en reparaciones de pozos ____________________________________22 Remoción de arena o rellenos de un pozo ______________________________________22 Descarga de un pozo con nitrógeno ___________________________________________23 Fracturando / Acidificando una formación______________________________________23

Usos en perforación ________________________________________________________24 Pozos no direccionales_____________________________________________________24 Pozos direccionales _______________________________________________________24 Hidraúlica y fluidos del pozo________________________________________________25 CTD sobre balanceada _____________________________________________________25 CTD sub balanceada ______________________________________________________27

Utilización en oleoductos ____________________________________________________27 En tierra firme ___________________________________________________________27 Costafuera ______________________________________________________________27 Limitaciones_____________________________________________________________27 Disminución de las limitaciones por fuerzas de arrastre en oleoductos ________________28

Instalaciones permanentes __________________________________________________28 Líneas de flujo costafuera __________________________________________________29 Sartas de velocidad _______________________________________________________30 Líneas de control _________________________________________________________30

¿Qué es tubería enrollada (CT)? La tubería enrollada (CT, por sus siglas en inglés), se define como cualquier producto tubular fabricado de manera continua en longitudes que requieren que sea enrollado en un carretel durante el proceso de fabricación. La tubería se endereza antes de introducirla en el pozo y se enrolla nuevamente en el carretel al sacarla. Los diámetros generalmente varían entre 0,75 y 4,0 pulgadas, y se comercializan en carreteles sencillos, en longitudes que exceden los 30.000 pies en aceros que han soportado fuerzas desde 55.000 PSI hasta 120.000 PSI. Elementos claves en una unidad de CT La unidad de CT enrollada está formada por un conjunto completo de equipos necesarios para llevar a cabo actividades estándar en el campo, en operaciones con tubería continua. La unidad consiste de cuatro elementos básicos: • Carretel: para el almacenamiento y transporte de la CT. • Cabezal de inyección: para suministrar en superficie la fuerza necesaria para introducir y

retirar la CT. • Cabina de control: desde la cual el operador del equipo monitorea y controla la CT. • El conjunto de potencia: para generar la potencia hidráulica y neumática requerida para

operar la unidad de CT Figura 1: Unidad y grúa de CT montada en un remolque

Figura 2: Cabezal de inyección

Figura 3: Carretel

Figura 4: Cabina de Control

Figure 5: Conjunto de energía

Equipo de control de pozos El equipo de control de pozos apropiado es otro de los componentes clave de las operaciones de la CT, dado que la mayoría de estas operaciones se realizan en presencia de presiones de cabeza de pozo. El equipo de control de pozo típico de la CT consiste en un conjunto de preventores BOP con un elemento de extracción de presión (stripper) en su parte superior (las unidades de CT para alta presión tienen dos de estos elementos y componentes adicionales de BOP). Todos los componentes deben estar clasificados para la presión en cabeza de pozo y temperaturas máximas posibles para la operación en el campo planeada. El stripper (algunas veces llamado “empaquetadura” o “caja de empaques”) suministra el sello operacional principal entre los fluidos a presión en el pozo y el medio ambiente en la superficie. Está colocado físicamente entre los BOP y el cabezal de inyección. El stripper suministra un sello dinámico alrededor de la CT durante el viaje, y un sello estático alrededor de la CT cuando no se está en movimiento. Los estilos más recientes del stripper están diseñados con una abertura lateral que permite un fácil acceso y la remoción de los elementos de sello, manteniendo la CT en su sitio.

Los BOP están colocados debajo del stripper, y también pueden ser utilizados para controlar la presión del pozo. Un sistema de BOP para la CT debe estar diseñado específicamente para operaciones de CT. Consiste en varias parejas de arietes, con cada pareja diseñada para desempeñar una función especifica. El número y tipo de las parejas de arietes en un BOP está determinado por la configuración del BOP, ya sea sencillo, doble o cuádruple. Un sistema cuádruple se utiliza generalmente en la mayoría de las operaciones. Las cuatro parejas de arietes en los preventores, de arriba hacia abajo, y sus funciones asociadas son: Arietes ciegos: sellan el pozo cuando la CT está por fuera de los BOP. Arietes de corte: se utilizan para cortar la CT. Arietes deslizantes: sostienen el peso de la CT, colgado por debajo del mismo (algunos son bidireccionales y evitan que la CT se mueva hacia arriba). Arietes de la tubería: sellan alrededor de la CT que está colgada. Los preventores estándar de la CT también están provistos de dos aperturas laterales, una a cada lado de los arietes de sello, para equilibrar las presiones. También tienen una salida entre los arietes de deslizamiento y de corte. Esta salida puede ser utilizada como una línea segura de matado del pozo. Los preventores BOP están disponibles en un amplio rango de tamaños, y generalmente siguen las dimensiones API para bridas. Ventajas de la CT Mientras la ventaja inicial del desarrollo de la tubería continua enrollada era poder trabajar en pozos en producción activos, la rapidez y la economía se han convertido en el principal beneficio en la utilización de la tubería enrollada, así como los espacios reducidos y tiempos de operación más cortos en las operaciones de perforación y reparaciones. Algunas de las ventajas clave asociadas con la utilización de la tecnología CT son las siguientes: • Seguridad y efectividad para intervenir en pozos activos. • Rapidez en la movilización y montaje de los equipos. • Posibilidad de mantener el pozo circulando mientras se introduce y extrae la tubería. • Disminución de los tiempos de viaje, lo que significa una menor pérdida de producción. • Reducción en el número de operarios requeridos. • Los costos pueden ser significativamente reducidos. La tubería enrollada se puede también utilizar para colocar conductores eléctricos e hidráulicos internos permitiendo las comunicaciones y el establecimiento de funciones de energía entre los elementos de fondo de pozo (BHP) y la superficie. Adicionalmente, las sartas modernas de CT suministran rigidez y resistencia suficientes para ser empujadas o retiradas a lo largo de pozos altamente desviados u horizontales, lo que sería imposible lograr con unidades convencionales de cable, o serían prohibitivas, por el costo, con tubería de uniones roscadas. Utilización de CT en el campo El uso de la CT continúa en crecimiento más allá de su empleo en la típica limpieza y la estimulación con ácido. Este crecimiento puede atribuirse a una multitud de factores, incluyendo los avances en la tecnología y materiales de la CT, así como al énfasis cada vez mayor en

pozos con secciones horizontales o altamente desviadas. La relación de los usos de la CT (que aparece a continuación) se suministra como un “desafío al pensamiento” para crear operaciones adicionales, en las cuales la CT pueda ser benéfica para los futuros trabajos de campo. Utilizaciones avanzadas • Perforación con tubería enrollada (CT). • Fracturamiento. • Operaciones submarinas. • Pozos profundos. • Oleoductos, gasoductos, líneas de flujo. Utilizaciones rutinarias • Descarga de pozos. • Limpieza • Acidificaciones o Estimulaciones • Sartas de velocidad • Operaciones de pesca • Desplazamiento de herramientas • Registro de pozos (en tiempo real o con memorias) • Asentamiento o recuperación de tapones Historia La irrupción de la tubería enrollada a la industria petrolera se presentó al inicio de la década de los 60, como una herramienta en el proceso de mantenimiento y reparación de los pozos. Mientras los trabajos en pozos y la utilización en reparaciones todavía cubren el 75% de los usos de la CT, los avances técnicos han incrementado la utilización de la CT tanto en las operaciones de perforación como de completamiento. La capacidad de efectuar trabajos de reparación en pozos activos fue la clave para impulsar el desarrollo de la CT. Para alcanzar este logro, se han debido superar tres desafíos técnicos: • Un ducto continuo capaz de ser introducido en el pozo (sarta de tubería enrollada). • Un método para correr y retirar la sarta de CT dentro y fuera del pozo mientras se encuentre

a presión (cabezal de inyección). • Un dispositivo capaz de suministrar un sello dinámico alrededor de la sarta de tubería

(dispositivo stripper o de empaquetamiento). Origen de la CT Antes de la invasión aliada en 1944, los ingenieros británicos desarrollaron y fabricaron tuberías muy largas y continuas para transportar combustible desde Inglaterra a la Europa continental, para abastecer a los ejércitos aliados. El proyecto recibió el nombre de operación “PLUTO”, un acrónimo para “tubería bajo el océano” e involucraba la fabricación y colocación de varias tuberías bajo el Canal de la Mancha. El éxito de la fabricación y el enrollado de una tubería flexible y continua suministró la base para desarrollos técnicos posteriores que llevaron eventualmente a las sartas de tubería enrollada utilizadas en la industria actual de tubería continua.

En 1962, la California Oil Company y Bowen Tools desarrollaron la primera unidad completamente funcional con el fin de lavar tapones de arena en la tubería de producción de los pozos. Equipos iniciales de CT El primer cabezal de inyección operaba bajo el principio de dos cadenas verticales que rotaban en direcciones contrarias. Este diseño se utiliza todavía en la mayoría de las unidades de CT. El stripper era sencillamente un dispositivo de sellado de tipo anular que podía ser activado hidráulicamente para sellar alrededor de la tubería a presiones de cabeza de pozo relativamente bajas. Inicialmente la tubería enrollada se fabricaba con secciones de 50 pies, de 1 3/8 de pulgada de diámetro externo, soldados en sus extremos hasta alcanzar una longitud de la sarta de 15.000 pies, enrollada en un carretel de 9 pies de diámetro. Evolución de los equipos de CT A finales de los 60 y comienzos de los 70, tanto la Bowen Tools, como la Brown Oil Tools continuaron mejorando sus diseños para acomodarlos a tuberías continuas de hasta de 1 pulgada de diámetro externo A mediados de los 70, más de 200 de las unidades de CT diseñadas originalmente estaban en servicio. A finales de los 70, varias compañías fabricantes (Uni-Flex Inc., Otis Engineering e Hydra Rig Inc.) también comenzaron a influir en el diseño de cabezales de inyección mejorados. Las sartas de CT también estaban experimentando mejoras sustantivas durante este mismo periodo. A finales de los años 60 los servicios de CT estaban dominados por tamaños de tubería de una pulgada o menos, y en sartas de tubería relativamente cortas. Los diámetros de las tuberías y su longitud estaban limitados por las propiedades mecánicas de los procesos de fabricación disponibles. Las operaciones iniciales con CT experimentaron múltiples fallas debido a la inconsistencia en la calidad de la tubería y la gran cantidad de soldaduras de tope requeridas para obtener la longitud apropiada de la sarta. Sin embargo, a finales de los 60, las sartas de tubería se estaban fabricando en longitudes mucho mayores, con menos soldaduras de tope por sarta. Durante este periodo, las propiedades del acero también mejoraron. Estos cambios, y las mejoras asociadas con la confiabilidad de la sarta de tubería CT, contribuyeron en gran forma al crecimiento continuo de la industria de la CT. Actualmente, es usual que las sartas de CT estén formadas por tubería fabricada que no requiere soldaduras. Adicionalmente, los diámetros de la CT han seguido aumentando para mantenerse al paso con los requisitos de resistencia asociados con las nuevas demandas del mercado. No es raro que diámetros de CT de hasta 2 7/8 de pulgada se encuentren disponibles para usos rutinarios. Es claro que la industria de CT ha continuado haciendo avances que han abierto nuevos mercados para la utilización de la tecnología. Este progreso ha servido para hacer de la CT una solución aun más atractiva en aplicaciones tempranas.

Fig. 6: Moderno Equipamiento de CT, en una ubicación en tierra

Fig. 7: Interior de una cabina de control de una moderna unidad de CT.

Fig. 8: Unidad de CT desmontada para transporte terrestre

Fig. 9: Operaciones de CT desde un bote elevado.

Fig. 10. Operaciones de CT desde una barcaza.

Fig. 11: Operaciones de CT sobre una plataforma costafuera.

El negocio La industria de la tubería enrollada sigue con uno de los crecimientos más altos del sector de servicios de la industria petrolera y por una buena razón. El crecimiento ha sido dirigido por continuos avances tecnológicos, una atractiva economía de costos y la posibilidad de utilizar la CT para una creciente lista de operaciones en el campo. La tubería enrollada actualmente es una industria global de varios miles de millones de dólares y hace parte de las tecnologías fundamentales para la extracción de recursos energéticos. Las ventajas potenciales asociadas con la CT son típicamente impulsadas por el hecho de que no se requiere un taladro de reparación (con sus costos asociados), por la alta velocidad en los viajes con la tubería CT entrando y sacándola de los pozos, y por que las operaciones con CT están diseñadas para ser ejecutadas con presión dentro del pozo. Eliminar el requisito de matar el pozo puede ser un factor determinante en la decisión de utilizar CT en una operación particular en el campo, ya que reduce los riesgos de ocasionar un daño en la formación. Crecimiento de la flota de servicios CT En agosto de 2005 se estimaba que un poco más de 1060 unidades de CT estaban disponibles alrededor del mundo. El número total de unidades trabajando había crecido verticalmente desde aproximadamente 850 unidades reportadas en febrero de 2001. Actualmente, el mercado internacional tiene a su disposición una flota aproximada de 556 unidades de CT. Canadá y los Estados Unidos se estima que contribuyen con 254 y 253 unidades adicionales, respectivamente. Estas cifras están aumentando continuamente según lo indican los reportes de nuevas órdenes de trabajo.

Fig. 12: Distribución global de unidades de CT.

Nuevos mercados para la CT / Utilización en el campo La CT estableció su nicho primero como una herramienta de limpieza con costos reducidos. En años recientes, esos trabajos convencionales de limpieza de pozos y estimulación con ácido cubrían mas de las tres cuartas partes del total de los ingresos relacionados con la CT. Sin embargo, el uso de la CT ha seguido expandiéndose a medida que se adopta para ser utilizada en operaciones de campo adicionales. Más recientemente, fracturamiento y perforación han emergido como las dos áreas de más alto crecimiento. Los ingresos de estas dos utilizaciones de CT han crecido desde casi cero hace diez años, hasta aproximadamente el 15% en años recientes.

Fig. 13: Camión cargado con una unidad CT de 1 ¼ pulgadas con levantamiento de telescopio hidráulico para rápida instalación.

Proveedores de servicio de CT El mercado de CT está dominado por tres grandes compañías de servicios, que tienen el control de casi el 60% del mercado total. El mercado también está cubierto por numerosos proveedores de servicio de CT. En bases regionales, hay mas de 30 compañías típicas de servicios de CT en el mercado internacional. Canadá está servida por más de 35 compañías y Estados Unidos por más de 25. La tubería La fabricación de CT involucra varios pasos. La siguiente es una visión de los componentes clave involucrados en el proceso de fabricación. • Materia prima para el CT. • Fabricación del CT. • Comportamiento mecánico del CT. • Diseño de una sarta de CT. • Herramientas de inspección de CT. • Reparaciones y uniones. • Alternativas al acero y al carbón en el CT. Materia prima para CT Toda la tubería enrollada que se usa hoy en día comienza como grandes rollos de lámina de aleación de acero baja en carbón. Los rollos pueden ser de hasta 55 pulgadas de ancho y pesar mas de 24 toneladas. La longitud de lámina en cada rollo depende del espesor de la misma y varía desde 3.500 pies para un calibre de 0,087 pulgadas, hasta 1.000 pies para un calibre de 0,250 pulgadas.

Fabricación de CT A finales del año 2003, dos empresas suministraban todo el acero utilizado para CT en la industria petrolera. Quality Tubing, Inc. (QTI) y Precision Tube Technology (PTT) tenían ambas instalaciones de fabricación en Houston. El primer paso en la fabricación de la tubería era cortar tiras planas del rollo de lámina de acero, y este paso lo efectuaba generalmente una compañía especializada en la operación. El espesor de la tira establecía el espesor de la pared del CT, y el ancho de la tira determinaba el diámetro externo OD del CT terminada. Las tiras de acero se enviaban luego a la acería para el siguiente paso en el proceso de fabricación. La acería utiliza soldaduras diagonales para unir las tiras planas para formar una sola tira continua de la longitud de la sarta de CT deseada. Las propiedades mecánicas de las soldaduras diagonales casi igualaban las de las tiras originales en las condiciones soldadas, y el perfil de la soldadura distribuía por parejo los esfuerzos sobre una gran longitud de CT. La fábrica de CT utiliza luego una serie de rodillos para convertir gradualmente la tira plana en un tubo redondo. El juego final de rodillos une los dos lados de la tira en forma forzada dentro de una máquina de soldadura de inducción de alta frecuencia que funde los dos lados en una costura de soldadura longitudinal continua. Este procedimiento de soldadura no utiliza ningún material de relleno, pero deja una pequeña cantidad de acero (resalto de soldadura) a ambos lados de la tira. La fábrica remueve el exceso de acero externo con una herramienta de limado que suministra un diámetro externo suave. La costura de soldadura es posteriormente normalizada utilizando un calor de inducción altamente localizado. En seguida, se permite que la costura de soldadura se enfríe antes de someterla a enfriamiento con agua. También se efectúa una inspección al tubo completo con corrientes de hedí, o inspección ultrasónica a la soldadura, dependiendo de las instalaciones de la acería. La tubería se pasa luego a través de los rodillos de tamaño, que reducen ligeramente el OD para mantener las tolerancias de diámetro específicas del fabricante. Un tratamiento completo de liberación de esfuerzos se lleva a cabo para impartir al acero, las propiedades mecánicas deseadas. Posteriormente a ser enrollada en el carrete de embarque, la sarta de CT se lava a presión para retirar cualquier material suelto de la sarta de CT terminada. Comportamiento mecánico de la tubería enrollada El comportamiento mecánico de la tubería enrollada es fundamentalmente diferente a todos los otros productos tubulares utilizados en la industria petrolera debida a que la CT se deforma plásticamente con el uso normal. La deformación plástica de los materiales imparte fatiga a la sarta de CT y la fatiga se sigue acumulando durante la vida de la sarta, hasta el momento en que se desarrollen fisuras, que puedan resultar en la falla de la sarta. La deformación plástica puede ser descrita como una deformación que permanece después de que la carga que la ocasionó es removida. (la fatiga puede ser definida como una falla bajo una carga repetida, o de una carga variable, que nunca alcanza un nivel suficiente para ocasionar falla en una utilización única). Para operaciones CT estándar, el tubo se deforma plásticamente cuando se endereza al salir del carretel en el punto 1 como se ve en la figura 14,a continuación. Luego se curva en el punto 2 al moverse hacia el arco guía y es enderezado nuevamente en el punto 3, al ir desplazándose hacia el cabezal de inyección y entra al pozo. La sarta de CT es posteriormente deformada plásticamente en los mismos tres puntos al ser retirada del pozo.

Figura 14: Puntos de deformación.

Los proveedores del servicio CT utilizan sistemas de software de simulación de fatiga y de adquisición de datos para hacer el seguimiento del historial de la operación de la sarta de CT mientras se está utilizando en el campo. Esta historia operacional permite que la vida de la sarta de CT sea monitoreada, y reemplazar la sarta antes de que falle. La figura 15 es un pantallazo de ejemplo de un programa de simulación de fatiga, que muestra la cantidad de vida de una CT que ha sido usada durante dos operaciones abajo de pozo. Figura 15: Programa de simulación de fatiga para CT.

Diseño de la sarta de CT La longitud de una CT en un carretel varía de acuerdo con el diámetro. Por comparación, un carretel pequeño solamente puede contener unos 4000 pies de tubería de 2 7/8 pulgadas, pero puede contener 15000 pies de tubería de 1 1/2 enrollados. Una sarta apropiadamente diseñada debe cumplir con los siguientes atributos para la operación planeada. • Suficiente resistencia mecánica para resistir con seguridad la combinación de fuerzas que

impone el trabajo. • Rigidez adecuada para ser corrida en el pozo hasta la profundidad requerida y o empujar

con la fuerza debida. • Peso liviano para reducir los problemas de logística y el costo total. • Una máxima vida útil de trabajo. Optimizar el diseño de una sarta de CT para cumplir simultáneamente los criterios mostrados anteriormente para una operación de CT dada, requiere un simulador sofisticado de CT y numerosas iteraciones con los diseños de sartas propuestos. Las sartas de CT diseñadas de esta forma contienen generalmente múltiples secciones de diferentes espesores de pared. Estas son llamadas “sartas de espesor variable”, con el espesor variando no necesariamente en forma gradual de grueso a delgado (desde la parte superior hasta el fondo). En vez de esto, el espesor de la pared varía según la posición en la sarta. Sin embargo, el diámetro externo de la sarta permanece constante. El método más sencillo para diseñar una sarta de CT tiene en cuenta únicamente el espesor de pared necesario en un punto dado para la resistencia mecánica requerida y el peso total de la sarta. Este método supone que la sarta de CT con los extremos abiertos está colgada verticalmente en un fluido, siendo el peso flotante de la tubería la única fuerza que está actuando sobre la sarta. Comenzando por el extremo inferior de la sarta y trabajando hacia arriba, el diseñador selecciona el espesor de pared al tope de cada sección que suministre una fuerza de tensión suficiente en ese sitio. Herramientas de inspección en CT Adicionalmente a las razones prácticas para determinar si una sarta CT puede pasar con seguridad a través del equipo de superficie y puede ser sostenida apropiadamente por el inyector, las mediciones en tiempo real de la geometría de la tubería son cruciales en evitar fallas desastrosas. Para determinar la capacidad de una sarta de CT para una operación programada, se debe determinar si: 1. Los esfuerzos en la pared de la tubería ocasionados por la presión y las fuerzas axiales

excederán el esfuerzo cedente del material, y 2. La fatiga acumulada en cualquier segmento de la sarta excederá un límite de seguridad

predeterminado durante el curso de la operación. La geometría de la tubería tiene un efecto directo y significativo sobre estos dos puntos. Diversas herramientas capacitadas para medir la geometría externa del CT han sido utilizadas en la industria. Estas herramientas miden el OD de la tubería en varios radios de una sección transversal dada para determinar la ovalidad y diámetro de la CT. Más recientemente, han sido

utilizadas varias herramientas de inspección de CT de “cuerpo completo” con la capacidad de detectar las imperfecciones de las paredes de las tuberías, así como suministrar las medidas del espesor de pared y la geometría. Los sistemas de inspección en tiempo real se están utilizando en operaciones costafuera para asegurar la integridad total de la tubería enrollada. Reparaciones y empalmes El único método aceptable para reparar los daños mecánicos o causados por la corrosión en una sarta de CT es el de remover la sección afectada de tubería y unir nuevamente los extremos con un empalme temporal o permanente. Un empalme temporal consiste en una conexión mecánica que la forma un conector tubo a tubo. Este tipo de conexión no se utiliza generalmente en operaciones prolongadas durante un trabajo con CT, sino como una reparación de emergencia para permitir que una sarta de CT sea sacada del pozo. Sin embargo, la tecnología de los conectores continúa evolucionando y existen ciertas situaciones donde vale la pena utilizarlos. Existen generalmente tres tipos de conectores, incluyendo las grapas, tornillos de fijación / dimple, y conectores de rodamiento. La selección del conector se basa en la operación en particular que se va a efectuar, ya que cada tipo incorpora características únicas que lo adaptan mejor a una utilización dada. Solamente, las soldaduras de tope son posibles para reparaciones con soldadura en el campo en sartas de CT, siendo preferible el método de soldadura TIG para las reparaciones permanentes en las sartas de trabajo de CT. La entrada baja de calor y las tasas de deposición lentas en esta técnica la hacen ideal para ser usada con CT. La mejor soldadura no tiene ni el 50% de la vida de fatiga de la tubería virgen. Limitaciones costafuera de peso y espacio Las operaciones CT en muchas plataformas costafuera están restringidas por la capacidad de izada de las grúas así como las limitaciones de espacio y de carga sobre la cubierta. Un carretel cargado de CT es generalmente el componente más pesado del sistema de CT. Varias soluciones para afrontar este punto han sido implementadas exitosamente en el campo, incluyendo: 1. Desmantelar el equipo de CT en cargas lo más pequeñas y livianas posibles, y volver a

ensamblar el equipo sobre la plataforma. 2. Cortar la sarta de CT en secciones, enrollar las secciones en carretes de carga más

livianos, levantar estos carretes sobre la plataforma y reconectarlos posteriormente en la misma plataforma.

3. Utilizar barcazas y estructuras con grúas para cargas pesadas para levantar todos los equipos de CT sobre la plataforma

4. Izar la unidad de CT, sin la sarta de CT sobre la plataforma. Posteriormente enrollar la sarta de CT en el carretel de trabajo desde otro carretel de carga desde otra embarcación.

5. Instalar solo el inyector de CT en el cabezal, dejando el carretel de CT y los otros componentes de la unidad de CT sobre una barcaza, bote de trabajo, o grúa flotante colocada al lado de la plataforma..

Las primeras cuatro opciones se pueden utilizar cuando la capacidad de izada de la grúa es el factor que controla. La opción 2 se ha utilizado en forma exitosa muchas veces en el Mar del Norte, y requiere que estén disponibles servicios de soldadura de alta calidad. Las opciones 3 a

5 requieren más equipo y personal comparado con las operaciones típicas de CT, con el consiguiente aumento en el costo de la operación. La opción 3 sólo se usa ocasionalmente debido a su costo alto y la escasez de grúas flotantes. Extensión del cubrimiento de las operaciones CT – Orugas de fondo de pozo En algunos usos, tales como pozos con secciones horizontales muy largas, la resistencia inherente de la CT puede no ser adecuada para la tarea que se intenta llevar a cabo en el fondo de pozo, o la sarta de CT puede atascarse y evitar que llegue a la profundidad deseada. En muchos casos, estos puntos pueden ser superados y las operaciones de CT pueden completarse exitosamente con la adición de una oruga de fondo de pozo a la sarta de CT. La oruga puede empujar o halar el extremo de la sarta de CT, permitiendo que esta alcance exitosamente la profundidad buscada o pueda aplicar la fuerza requerida hacia abajo dentro del pozo (por ej. operar una ventana deslizante). Las orugas se instalan en el extremo de fondo de pozo de la sarta de CT. Varios diseños de orugas proveen la capacidad de halar o empujar el extremo de la tubería dentro del pozo bajo la dirección de un sistema de control por computadora desde la superficie. Algunas orugas ejercen hasta 11.000 lbs. de fuerza para empujar o halar la sarta de CT, y pueden operar a velocidades de hasta 30 pies por minuto. Alternativas al acero carbón en CT El acero carbón convencional en CT es más que adecuado para cumplir los requerimientos en la mayoría de las operaciones en campo. Sin embargo algunos ambientes corrosivos en el fondo del pozo recomiendan el uso de materiales para CT mejorados. QT- 16Cr es una aleación nueva resistente a la corrosión (CRA) que se desarrolló específicamente para una exposición de larga duración a ambientes húmedos con CO2. El QT-16Cr se introdujo comercialmente a principios del año 2003, y más de 30 sartas de tubería estaban en servicio un año mas tarde. Muchas de las utilizaciones iniciales eran para instalaciones permanentes como sartas de velocidad en ambientes que contenían CO2 húmedo y condiciones salinas. Han sido instaladas a profundidades mayores a 18.000 pies. El atractivo comercial del QT-16Cr va mas allá de sus características favorables de resistencia a la corrosión. El material también ha exhibido una mejoría en la resistencia a la abrasión (aproximadamente 1/4 de pérdida de material vs. la bien conocida aleación de acero 45 HRC) así como también ha demostrado un mejor ciclo de vida de fatiga cuando se compara con su equivalente en acero carbón. Estos datos indican que este material podrá ser un excelente candidato para ser utilizado en el futuro en CT. El HS-80-CRA es otro material CRA que está siendo desarrollado para ser utilizado en completamientos de fondo de pozo en ambientes de H2S y CO2. Este producto es un material duplex delgado soldado con láser. Las pruebas iniciales indican que tiene unas características de resistencia a la corrosión muy buenas en ambientes de H2S o CO2.

Otra alternativa al acero para la fabricación de CT es un compuesto fabricado con fibras incluidas en una matriz de resina. Las fibras, generalmente de vidrio y carbón, se envuelven alrededor de un tubo termoplástico extruido (barrera de presión) y saturado con una resina, como la epóxica. El calor o la radiación UV se utilizan para curar la resina a medida que el tubo se desplaza a lo largo de la línea de ensamblaje. La tubería compuesta puede fabricarse con un amplio rango de características de comportamiento cambiando la combinación de fibras, la orientación de su encordado y las propiedades de la resina en la matriz. La primera aplicación

comercial para la CT compuesta fue en tres sartas de velocidad colocadas en los Países Bajos a mediados de 1998. Las fábricas también han construido pequeñas cantidades de CT utilizando titanio o acero inoxidable para ambientes altamente corrosivos, pero el alto costo de estos materiales ha limitado en forma severa su uso. El titanio fue investigado a profundidad para esta utilización, pero es muy difícil de soldar y cuesta aproximadamente 10 veces más que el acero carbón. Utilización en reparaciones y completamiento de pozos La tubería CT se utiliza rutinariamente como una solución económica en la reparación de pozos. La ventaja clave del CT en esta utilización es la capacidad de mantener una circulación continua a través de la CT mientras se utiliza el equipo de control de presión para tratar un pozo activo. Esto evita el daño de formación potencial asociado con las operaciones de matado de los pozos. La capacidad de circular con CT también permite el uso de herramientas activadas con flujo o hidráulicamente. Otras características clave de la tubería enrollada para el uso en reparaciones de pozos incluyen la rigidez inherente de la sarta de CT. Esta rigidez permite el acceso a pozos altamente desviados / horizontales y la capacidad para aplicar fuerzas tensiles o de compresión en el fondo de pozo. Adicionalmente, CT permite tiempos de viaje mucho más rápidos que los de las operaciones con tubería de roscas. Utilización común en reparaciones de pozos Algunas de las utilizaciones más comunes en la reparación de pozos se relacionan a continuación. Revisión de los usos en reparación de pozos seleccionados Usos de bombeo Usos mecánicos

• Remover arena o relleno del pozo. • Fracturamiento/acidificación de una

formación. • Descargar un pozo utilizando

nitrógeno. • Empaquetamientos con grava. • Cortar tubulares usando fluidos. • Bombear lechadas. • Aislar zonas (para controlar perfiles

de producción). • Remoción de incrustaciones. • Remoción de tapones de cera,

hidrocarburos e hidratos.

• Sentar un tapón o empaque. • Pescas. • Cañoneo. • Registros. • Remoción de incrustaciones

(mecánica). • Cortar tuberías (mecánica). • Operación de ventanas deslizantes. • Correr un completamiento. • Montaje para aislar varias zonas. • Perforar.

Remoción de arena o rellenos de un pozo La remoción de arena o rellenos de un pozo es la operación mas común de CT. El proceso recibe varios nombres, incluyendo lavado de arena, chorros de arena, limpieza de arena y remoción de rellenos. El objetivo de este proceso es el remover cualquier acumulación de partículas sólidas en el pozo. Estos materiales impiden el flujo de fluidos y reducen la

productividad del pozo. En muchos casos, el uso de CT es la única forma viable de remover un relleno de un pozo. El relleno incluye materiales como arena de formación o finos, reflujo del fluido desplazante o eliminación en una operación de fracturamiento, y fallas en empaquetamientos con grava. El procedimiento típico involucrado en este uso es la circulación de un fluido a través de la CT mientras se penetra lentamente en el relleno con una boquilla a chorro colocada en el extremo de la sarta de CT. Esta acción ocasiona que el material de relleno se introduzca en el flujo de fluido circulante, y es transportado subsecuentemente fuera del pozo a través del anular de la CT o tubería de producción. Cuando se presenta un relleno consolidado, el procedimiento puede requerir la ayuda de un motor de fondo de pozo y broca, o perforación de impacto. Un enfoque alternativo para la remoción de un relleno es el de bombear hacia el interior por el anular CT/tubería de producción y permitir que los retornos se lleven a la superficie por el interior de la sarta de CT. Este procedimiento, llamado circulación en reverso, puede ser muy útil para remover grandes cantidades de partículas como la arena de fracturamiento del pozo. También puede ser utilizado cuando una configuración particular evita la velocidad anular suficiente para levantar el material de relleno. La circulación en reverso es apropiada solo en pozos muertos. Descarga de un pozo con nitrógeno El proceso de descargar un pozo con nitrógeno utilizando CT es un método rápido y efectivo económicamente para recuperar una producción sostenida. Un escenario típico de campo consiste en un pozo que ha desarrollado una columna de fluido con una suficiente presión hidrostática que evita que el fluido del yacimiento fluya hacia el pozo. El desplazamiento de parte de este fluido acumulado dentro del pozo con nitrógeno, reduce la cabeza hidrostática, y esta reducción de la presión de fondo de pozo (BHP), permite al fluido del yacimiento fluir nuevamente en forma natural hacia el pozo. Si las condiciones del pozo son favorables (presión, mezcla de fases de los fluidos y tasa de flujo), la producción del pozo continuará después de que se suspenda la inyección del nitrógeno. La tasa y profundidad de la inyección de nitrógeno puede ser ajustada para cumplir un amplio rango de condiciones de campo. El procedimiento también suministra una fuente pronta de producción de muestras no contaminadas (petróleo, aguas de formación) y el procedimiento es extremadamente sencillo desde el punto de vista operacional, ya que son necesarias solo una cantidad pequeña de equipo y un número limitado de personal. Fracturando / Acidificando una formación Este uso de CT ha experimentado un crecimiento significativo en años recientes y ofrece varias ventajas sobre las técnicas de tratamiento de formación convencionales En particular, la tubería enrollada suministra la capacidad de movilizar y retirar el equipo del pozo (o volverlo a reposicionar rápidamente) cuando se están fracturando múltiples zonas en un pozo sencillo. La CT también permite fracturar o colocar con precisión el fluido de tratamiento para asegurar el cubrimiento total de la zona de interés. Cuando se usa conjuntamente con la técnica de dispersión apropiada, se logra un tratamiento más uniforme en zonas objetivo muy anchas. Esto es particularmente importante en pozos horizontales. Al completar la operación de tratamiento de la formación, CT puede ser utilizada para remover cualquier tapón de arena utilizado en el proceso de tratamiento y levantar el pozo para ser puesto en producción. Una de las preocupaciones anteriores en el fracturamiento con CT eran los efectos de erosión que se presentaban cuando el fluido transportador era bombeado en esas operaciones de

fracturamiento y el efecto de impacto resultante en la vida de la sarta de CT. Un calibrador ultra sónico (UT) se utiliza hoy para medir el espesor de la CT durante el trabajo. Los datos de esas medidas UT pueden ser utilizados para ajustar los modelos de fatiga del CT y para monitorear con exactitud la vida remanente de la sarta CT. Usos en perforación La tubería enrollada para perforación (CTD) ha sido utilizada comercialmente por varios años y puede suministrar beneficios económicos significativos cuando se utiliza en las condiciones de campo apropiadas. Además de las ventajas de costos, la CTD puede suministrar los siguientes beneficios adicionales: • Control de presión seguro y efectivo. • Tiempo de viaje mas cortos (más de 150 píes / min. • Peso y trayectoria reducido. • Menor tiempo de montaje y desmontaje. • Menor impacto ambiental. • Menos personal. • Telemetría de alta velocidad (opcional). En general, la CTD puede dividirse en dos categorías principales, a saber en pozos direccionales y no direccionales. Los pozos no direccionales utilizan un conjunto de perforación bastante convencional en combinación con un motor de fondo de pozo. La perforación direccional requiere el uso de dispositivos de orientación para dirigir la trayectoria del pozo, según el plan programado. La CTD puede segmentarse además en utilización en perforación sobre balanceada y sub balanceada. El diseño y selección de las brocas CTD sigue la misma teoría que se utiliza en la perforación rotatoria convencional. Sin embargo, la CTD generalmente utiliza velocidades en la broca más altas y un menor peso sobre la broca como resultado de las diferencias estructurales en CT vs. tubería enroscada. Pozos no direccionales Los pozos no direccionales representan la utilización más alta de CTD. Estos son definidos como pozos que carecen de herramientas de fondo para controlar la dirección, la inclinación y el azimut. La mayoría de los trabajos de CTD efectuados hasta el momento involucran pozos de gas poco profundos en Canadá, pero también se ha utilizado en pozos de inyección de agua poco profundos y en operaciones de “terminado”. Una ventaja principal que suministra la utilización de la CTD es la rapidez en la operación de montaje y desmontaje y la tasa de perforación continua (sin demoras en agregar las tuberías enroscadas). La mayoría de los trabajos de CTD han sido efectuados en tamaños de hueco menores a siete pulgadas, pero se han perforado con éxito pozos de hasta de 13 3/4 de pulgada. Lo mismo que en la perforación convencional, las botellas de perforación (drill collars) pueden ser utilizadas en pozos de ángulos reducidos para controlar la formación de la inclinación y aplicar el peso sobre la broca en la utilización con CTD. Pozos direccionales En este tipo de aplicación de la CTD se usa un dispositivo de orientación en el ensamble de fondo de pozo (BHA) para controlar la trayectoria como se desea. La aplicación de CTD puede incluir pozos nuevos, extensiones, desviaciones a través de completamientos existentes, pozos horizontales de drenaje y otras desviaciones en donde los dispositivos de completamiento son

halados. Sin embargo, el uso principal de la CTD para pozos direccionales es la perforación direccional dentro de nuevos yacimientos objetivo, desde huecos ya existentes. La perforación direccional con CT tiene diferencias fundamentales comparadas con las técnicas de perforación rotatoria convencional. Una de estas diferencias básicas es la necesidad de un dispositivo de orientación para controlar la trayectoria del pozo, ya que la tubería no puede rotar. Los dispositivos de orientación controlan la dirección del hueco girando un codo desviado en una orientación particular (en la pared del pozo) o controlando la carga lateral en la broca para empujar el conjunto en esa dirección en particular. Este control sobre el BHA suministra el control dimensional para la utilización de CTD. Una herramienta direccional se utiliza para medir la inclinación, el azimut y la orientación de la cara de la herramienta. Además, existen dos tipos básicos de herramientas orientadoras para la perforación direccional con CT. El primer tipo son las herramientas de orientación eléctricas que se utilizan conjuntamente con un cable al interior de la CT para transmitir la información a la superficie. El segundo tipo es el de herramientas de dirección accionadas por pulsos a través del lodo. Estas herramientas transmiten los datos a la superficie generando pulsos de presión en el lodo. Adicionalmente a los dispositivos de orientación y dirección, algunos BHA utilizados en CTD están equipados con herramientas de medida que incluyen rayos gama, localizadores de uniones en revestimientos, medidores de aceleración (medidores de cargas de choque), presiones (internas y anulares) y peso sobre la broca. Hidraúlica y fluidos del pozo Existen algunos parámetros de diseño clave de los fluidos, que se deben considerar en la utilización de CT en contraste con la perforación tradicional rotatoria. Por ejemplo, todas las operaciones de CT requieren que los fluidos viajen a través de toda la sarta de tubería independientemente de la profundidad real de la perforación. Adicionalmente, las pérdidas de presión por fricción en el CT en el carretel son considerablemente mayores que en la tubería recta. Por lo tanto, para un comportamiento hidráulico óptimo, el fluido de perforación se debe comportar como un fluido de baja viscosidad mientras permanezca en el interior de la tubería y como un fluido de alta viscosidad en el espacio anular (para la remoción efectiva de los cortes). Otra diferencia clave asociada con la CTD es la ausencia de rotación en la tubería mientras se está perforando. La tubería con rosca se rota durante las operaciones de perforación convencional y este movimiento ayuda a mantener los cortes de la perforación en suspensión dentro del fluido de perforación, en forma que permita ser levantado hasta la superficie. Puesto que la tubería no rota cuando se está utilizando CTD, la limpieza del hueco puede ser más complicada en pozos con desviación alta u horizontales. Este efecto se supera parcialmente con el tamaño de los cortes producidos con CTD (RPM más altas, menor peso sobre la broca). Adicionalmente, se han desarrollado fluidos especiales pseudo elásticos para la CTD, que varían la reología según la tasa de corte local, por ejemplo, se hace más viscoso en el espacio anular (tasa más baja) para mejorar la suspensión de los cortes. CTD sobre balanceada Tal como en las operaciones de perforación convencional de pozos, el fluido de perforación se utiliza para controlar la presión en el subsuelo y los sistemas de fluido de perforación CTD son generalmente versiones reducidas de los sistemas convencionales. Se utilizan los principios convencionales de control de pozos con la excepción de que la sarta de CT limita la tasa de flujo, y las pérdidas por fricción varían con relación a la tubería adentro y afuera del carrete.

Figura 16: Mástil de una unidad CT de perforación y sub estructura para CT de 5 ½ pulgadas.

CTD sub balanceada Hasta la fecha, la mayoría de la actividad CTD ha sido en operaciones de reentrada, pero también se pueden beneficiar nuevos pozos con este enfoque, que es ideal para usos en perforación sub balanceada debido a su inherente sistema de control del pozo. Adicionalmente, el “terminado” sub balanceado es una variación de la perforación sub balanceada, usado en forma amplia en Canadá, y que está ganando aceptación en otras áreas. Para operaciones de terminado, se utiliza un taladro convencional para perforar hasta el tope del yacimiento y se corre la tubería de revestimiento. Desde ese punto, se utiliza la CTD para perforar dentro del yacimiento con técnicas de perforación sub balanceada. Esta técnica trata de nivelar las resistencias respectivas de los dos enfoques de perforación. La perforación convencional puede ser más rápida (menos costosa) en diámetros mayores, intervalos no productores en la perforación en la parte superior del pozo, mientras que la perforación sub balanceada CTD es más rápida (menos costosa) en los intervalos productores. La CTD está mejor preparada también para el manejo de la presión y los hidrocarburos producidos por el intervalo productor. Utilización en oleoductos La CT puede ser utilizada como una herramienta efectiva para numerosos usos en tuberías de transporte de hidrocarburos, incluyendo: • Transporte de herramientas de inspección. • Remover depósitos orgánicos y tapones de hidratos. • Remover arena o rellenos. • Colocar un parche o tubería de menor diámetro para reparar fugas pequeñas. • Colocar tapones temporales. En tierra firme Las operaciones en tierra firme con CT en oleoductos son similares a las operaciones en pozos horizontales con algunas pocas excepciones notables. En primer lugar, el cabezal de inyección debe suministrar la fuerza necesaria para introducir la CT durante la perforación. La falta de una sección vertical de CT significa que el peso de la misma no está disponible para empujar la CT hacia delante. En segundo lugar, el cabezal de inyección debe estar orientado horizontalmente a la entrada del oleoducto. Esto requiere una estructura de montaje especial y un inyector que operará en forma eficiente mientras se esté asentando la tubería desde ese lado. Finalmente, el cabezal de inyección se necesita para forzar la CT dentro del oleoducto durante la operación completa, y por lo tanto, el dispositivo de medida de peso (celda de peso) debe estar configurado para una medición precisa de las fuerzas de empuje. Costafuera Las operaciones CT en oleoductos desde una plataforma costafuera son similares a las operaciones en pozos de largo alcance que se inician a profundidades someras. La diferencia principal es que la trayectoria de la CT entre el inyector y el conducto en el fondo del mar incluye varias curvaturas de radio corto. Estas curvaturas implican una fuerza muy alta de arrastre e incrementan la fuerza de empuje requerida en el inyector de la CT. Puesto que el inyector de la CT deberá forzarla dentro del oleoducto durante la mayor parte del tiempo de la fase de operación de corrida, el dispositivo de medida de peso (celda de peso) debe estar configurado para una medición precisa de las fuerzas de empuje. Limitaciones Sin importar el ambiente de la operación (tierra firme vs. costafuera), un bloqueo por pandeo posterior de la tubería es el principal factor limitante para las operaciones del oleoducto. El

bloqueo limita tanto el alcance horizontal de la CT dentro del oleoducto así como la máxima fuerza disponible que pude ser transferida por la CT. Adicionalmente, el espacio libre radial entre la CT y el oleoducto conductor es generalmente mucho mayor que cuando se compara con operaciones en pozos estándar. Esto reduce efectivamente la fuerza crítica requerida en el fondo del pozo para pandear helicoidalmente la CT. También, los oleoductos, generalmente tienen un revestimiento interno de aceite altamente viscoso o de cera que aumenta en forma significativa el coeficiente de fricción de deslizamiento de la tubería. Esta resistencia al arrastre puede también reducir la longitud de CT que puede ser empujada dentro del oleoducto antes de pandearse. Disminución de las limitaciones por fuerzas de arrastre en oleoductos Un enfoque normal para reducir las fuerzas de arrastre en la CT en las operaciones convencionales es la utilización de líquidos modificadores de fricción, para reducir el coeficiente de fricción entre la tubería y el hueco del pozo. Esta técnica puede ser utilizada en las operaciones con oleoductos y puede suministrar una ventana suficiente de operación para efectuar la operación deseada. Otro enfoque típico usado para contrarrestar la fuerza de arrastre de la CT en los oleoductos es agregar "patines" a la sarta de CT a intervalos regulares. Un patín se asemeja a un centralizador rígido o un estabilizador, con un rodamiento al extremo de cada brazo (cuchilla). Los patines sirven para suministrar apoyo a la CT y evitar que se arrastre contra el interior del oleoducto. Esto convierte en forma efectiva la fricción de arrastre por deslizamiento a fricción por rodamiento. No es raro con este enfoque reducir el coeficiente de fricción efectiva en un 75%, lo que permite que la tubería sea empujada mucho más al interior del oleoducto sin experimentar bloqueo. Adicionalmente a la utilización de patines, se puden utilizar "impulsores" hidráulicos para alcanzar la longitud deseada dentro del oleoducto. El impulsor está formado por chorros a presión dirigidos en dirección contraria a la dirección deseada del movimiento de la tubería. Esta acción aplica una fuerza de tensión y actúa literalmente empujando la sarta de CT a lo largo del oleoducto. Los proveedores del servicio de impulsores reclaman que la combinación de impulsores y patines permite que las operaciones de CT se lleven a cabo en oleoductos horizontales hasta una distancia de cinco millas desde el sitio del cabezal de inyección. Instalaciones permanentes Existen múltiples instalaciones permanentes de CT que van más allá de su utilización en oleoductos o gasoductos presentadas en las secciones previas. Estos usos incluyen líneas de flujo, sartas de velocidad y líneas de control. El mercado más grande para la CT es las líneas de flujo y las instalaciones de tuberías para el transporte de hidrocarburos. Las sartas de velocidad son el destino final para muchas sartas de CT usadas. Y las líneas de control son el mayor mercado para las tuberías CT de diámetro pequeño.

Figura 17: Línea de flujo costafuera de 4 ½ pulgadas en el Golfo de Suez.

Líneas de flujo costafuera En instalaciones permanentes, la CT puede ser utilizada como línea de flujo entre las diferentes estructuras costafuera. Los costos de instalación de una CT para este uso son generalmente mucho menores que los de las instalaciones convencionales de tubería soldada colocadas con barcazas. Los estudios de casos previos han certificado economías mayores al 50%. Adicionalmente, la rugosidad más baja del interior de las líneas de flujo con CT suministra una menor pérdida de presión por fricción que las tuberías con uniones de tamaño equivalente. Una reducción de 15 al 20% en las pérdidas de presión (H. P. de las bombas) ha sido reportada con las líneas de flujo de CT. Esto representa un beneficio económico adicional en forma de costos de operación y mantenimiento más bajos. La línea de flujo CT más larga instalada hasta el año 2000 era de 4 1/2 pulgadas OD. Sin embargo, los proveedores de CT han fabricado tuberías más cortas en hasta 6 5/8 pulgadas OD para este uso. Secciones individuales de líneas de flujo se pueden conectar mecánicamente (utilizando conexiones de tipo deslizamiento) o con soldadura, siendo esta última la más común. Conexiones de enchufe de "diámetro total" pueden ser instaladas e inspeccionadas en fábricas de CT. Al ser instalada, la unión necesita solo una soldadura e inspección en cada nuevo

carrete que se agregue a la línea de flujo. Este enfoque reduce el tiempo de instalación y el diámetro total no obstruye el flujo o las operaciones futuras de inspección con pigs. Sartas de velocidad El uso de sartas de velocidad es una práctica corriente, especialmente en pozos de gas agotados. El propósito de estas instalaciones permanentes es el de disminuir el área de producción disponible en superficie, dentro de la tubería de producción, en forma tal que el gas que se está produciendo tenga suficiente energía para arrastrar hasta la superficie cualquier cantidad de líquidos producidos. Sartas de velocidad de diámetro reducido (OD < 2 pulg.) se fabrican a menudo con tubería usada de sartas de CT. Un simulador hidráulico de fondo de pozo se utiliza a menudo para estimar el comportamiento de la sarta dentro de un rango de condiciones de operación esperadas. Esta simulación puede ayudar a diseñar una sarta de velocidad que incremente al máximo la producción del pozo. Sin embargo, para estos pozos agotados, la selección del tamaño de la CT y las herramientas de instalación puede depender en forma considerable de los precios y disponibilidad de tuberías usadas de CT. Líneas de control La CT se utiliza a menudo como una conexión de línea hidráulica de control entre las diferentes instalaciones de producción y los equipos del fondo del mar. Cada instalación típica requiere varias instalaciones de control. Como resultado, las diferentes líneas son atadas en grupo como una sola línea umbilical para reducir los costos de instalación y hacer que el sistema sea más robusto. El proyecto industrial Deepstar desarrolló la línea de control umbilical como aparece en la figura 18. Consiste de cuatro líneas separadas, de 3/4 de pulgada en una sarta de CT rodeada de aislamiento y posteriormente protegida por dos capas de alambre reforzado. Aproximadamente 33.000 pies de esta línea de control fueron instalados en el Mar del Norte en 1995. Figure 18: Línea de control (umbilical) desarrollada por Deepstar

Nomenclatura BHA: Conjunto de fondo de pozo. BHP: Presión de fondo de pozo. BOP: Preventores de reventones. CRA: Aleación resistente a la corrosión. CT: Tubería enrollada. CTD: Perforación con tubería enrollada. HRC: Valor de "Dureza", determinada por la prueba de dureza Rockwell C. OD: Diámetro externo. TIG: Gas Inerte de Tungsteno. UT: Espesor ultrasónico.