INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL...para mí cuando te necesito, en las buenas y en las malas; por...
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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA, UNIDAD TICOMÁN CIENCIAS DE LA TIERRA APLICACIONES DE LA TUBERÍA FLEXIBLE Y SU AVANCE TECNOLÓGICO EN OPERACIONES A POZOS PETROLEROS T E S I S A FIN DE OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO PETROLERO P R E S E N T A N BERNAL NAVA JOAQUIN GERARDO ROSALES ESPEJO ANTONIO DIRECTOR ING. OMAR ALVARADO BAILEY CIUDAD DE MÉXICO NOVIEMBRE 2018
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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA, UNIDAD TICOMÁN
CIENCIAS DE LA TIERRA
APLICACIONES DE LA TUBERÍA FLEXIBLE Y SU AVANCE TECNOLÓGICO EN
OPERACIONES A POZOS PETROLEROS
T E S I S
A FIN DE OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO PETROLERO
P R E S E N T A N
BERNAL NAVA JOAQUIN GERARDO
ROSALES ESPEJO ANTONIO
DIRECTOR
ING. OMAR ALVARADO BAILEY
CIUDAD DE MÉXICO NOVIEMBRE 2018
AGRADECIMIENTOS Y DEDICATORIAS
A Dios
Por haberme permitido llegar hasta este punto, por protegerme durante todo mi camino y sobre
todo por darme fuerzas para superar obstáculos y dificultades a lo largo de toda mi vida.
A mi familia
Les agradezco por todo el apoyo y cariño que me han brindado a lo largo de este trayecto de mi
vida; por cada consejo que me ah ayudado a afrontar los retos, por cada uno de los valores que
me inculcaron, por la motivación constante que me ha permitido ser una persona de bien, por
estar ahí en los momentos difíciles sin importar cuál sea la situación, pero más que nada por su
amor incondicional. Todos ustedes han aportado un granito de arena para formar a este hombre
que soy hoy, ya que gracias a ustedes aprendí a ser perseverante y constante en cada una de las
cosas que realizó día a día y sin su sabiduría hubiera tenido tropiezos…
A,J,J,J,P,M,E,J,A,A,G,J,L,M.
A mis amigos
Por cada momento que dejaron plasmado en mi ser, por los consejos que me brindaron en esta
gran etapa de mi vida, por el apoyo moral que me otorgaron cuando en aquellos momentos no
veía la salida, por la confianza que me ofrecieron durante nuestra trayectoria de esta gran
experiencia en nuestras vidas pero sobre todo por el cariño y por ayudarme a crecer en todos los
sentidos... T,M,A,E,O,N
De manera muy especial, agradezco al Ing. Omar Alvarado Bailey mi director de tesis, como
persona y como profesional, por la gran oportunidad, el apoyo, la confianza y sobre todo por las
enseñanzas que me ha dado ya que me ha dejado huella en mi vida.
A mi Alma Mater
Al Instituto Politécnico Nacional le doy las gracias por brindarme la oportunidad de formarme
inicialmente como Técnico en Sistemas Automatizados seguido de Ingeniería Petrolera,
logrando así guiar a un buen Ingeniero, que sin duda va a lograr destacar en el campo laboral
llevando a cabo cada una de las enseñanzas que me han sabido inculcar a lo largo de esta
trayectoria académica…V2, ESIA.
JOAQUIN GERARDO BERNAL NAVA
Gracias Dios, porque en toda esta etapa de mi vida siempre ha estado conmigo y me ha llevado
de la mano, nunca me dejas, y me has ayudado a poder terminar bien otra etapa más de mi vida,
te pido que jamás dejes que me aleje de ti.
A mi madre, que siempre me ha apoyado, gracias por brindarme tu brazo amigo y estar siempre
para mí cuando te necesito, en las buenas y en las malas; por darme lo más valioso que me has
podido dar, tu amor, y comprensión; además de la educación, que es algo invaluable.
A mi hermana, que siempre me ha ayudado y apoyado, junto con mi mamá ha sido la palanca
más valiosa que Dios me ha dado, entre todos has sido la fuerza y el motor que me impulsa a
seguir adelante y no tirar la toalla cuando lo he querido, eres invaluable, y sé que siempre podré
contar contigo ¡GRACIAS HERMANA!
A mis amigos Marco Antonio Noria Sánchez, Alan Emanuel Aguilar Flores, Joaquin Bernal
Nava y demás, que siempre me han apoyado y orientado, con ustedes he adquirido los
conocimientos que no se obtiene estudiando. Sin duda alguna, han sido un pilar muy importante
en cada paso que he avanzado.
A mi director de tesis, profesor Omar, muchas gracias porque siempre estuvo para ayudarnos y
orientarnos, al igual que todos mis demás maestros de la carrera, por transmitirnos un poco de
lo que saben, porque el sembrar la semilla del conocimiento en nosotros los alumnos no es nada
fácil.
Y a todos aquellos que de manera directa en su momento me apoyaron y siempre han confiado
en mí, se los agradezco.
CON CARIÑO:
ANTONIO ROSALES ESPEJO.
ÍNDICE
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. ......................................................................................................................... VI
PREGUNTAS DE INVESTIGACIÓN. ............................................................................................................................ VI
OBJETIVO GENERAL. ............................................................................................................................................... VII
OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ........................................................................................................................................ VII
JUSTIFICACIÓN. ...................................................................................................................................................... VIII
RESUMEN ................................................................................................................................................................ IX
ABSTRACT ................................................................................................................................................................. X
INTRODUCCIÓN. ...................................................................................................................................................... XI
Capítulo 1 ................................................................................................................................................................. 2
Historia de la tubería flexible ................................................................................................................................... 2
1.1 Origen de la tubería flexible ........................................................................................................................... 2
1.2 Evolución y mejoramiento de la tubería flexible ............................................................................................ 4
1.3 Evolución de la sarta continúa de tubería flexible ......................................................................................... 6
1.4 La tubería flexible en la actualidad ................................................................................................................. 8
CapÍtulo 2 ............................................................................................................................................................... 12
Descripción del equipo de tubería flexible ............................................................................................................. 12
2.1 Unidad de Potencia ...................................................................................................................................... 14
2.2 Carrete de tubería flexible ............................................................................................................................ 15
2.3 Cabina de Control ......................................................................................................................................... 18
2.4 Cabeza Inyectora .......................................................................................................................................... 19
2.4.1 Cuello de ganso (Guía de la tubería) ..................................................................................................... 20
2.4.2 Cadenas ................................................................................................................................................. 21
2.4.3 Motores Hidráulicos .............................................................................................................................. 22
2.4.4 Indicador de Peso .................................................................................................................................. 23
2.4.5 Soporte Estructural ................................................................................................................................ 24
2.5 Equipo de Control del Pozo .......................................................................................................................... 24
2.6 Equipo Auxiliar .............................................................................................................................................. 29
Capítulo 3 ............................................................................................................................................................... 31
Perforación de pozos con tubería flexible .............................................................................................................. 31
3.1 Antecedentes de la tubería flexible en la perforación ................................................................................. 31
3.2 Equipo de perforación con tubería flexible .................................................................................................. 34
3.3 Tipos de usos de la tubería flexible en la perforación .................................................................................. 35
3.3.1 Pozos Verticales ..................................................................................................................................... 37
3.3.2 Pozos direccionales. .............................................................................................................................. 38
3.4 Herramientas para perforar con tubería flexible ......................................................................................... 39
3.4.1 Herramientas Direccionales .................................................................................................................. 39
3.4.2 Herramientas de Orientación ................................................................................................................ 39
3.4.3 Transmisión de Datos ............................................................................................................................ 39
3.4.4 Interpretación de Datos ........................................................................................................................ 40
3.5 Sistemas de Aparejos para la Perforación con tubería flexible .................................................................... 40
3.5.1 Unidades con Sistemas de Grúa ............................................................................................................ 40
3.5.2 Unidades de Mástil Fijo ......................................................................................................................... 41
3.5.3 Unidades de Mástil Auto Edificable ....................................................................................................... 42
3.5.4 Equipo de la tubería flexible para perforación de pozos marinos ......................................................... 45
3.6 Límites en la tubería flexible en operaciones de perforación ...................................................................... 46
3.7 Ventajas y desventajas en la perforación con tubería flexible ..................................................................... 48
Capítulo 4 ............................................................................................................................................................... 51
Terminación de Pozos con tubería flexible............................................................................................................. 51
4.1 Selección de herramienta y material ............................................................................................................ 51
4.2 Tipos de terminación con tubería flexible .................................................................................................... 51
4.2.1 Terminaciones primarias ....................................................................................................................... 52
4.2.2 Terminación con sistemas artificiales de producción ............................................................................ 53
4.3 Sarta de velocidad con tubería flexible ........................................................................................................ 56
4.4 Disparos de Producción. ............................................................................................................................... 57
4.5 Servicios Especiales: Sarta con empaque de grava a través de la tubería de producción ............................ 60
4.6 Ventajas en la terminación de pozos petroleros con tubería flexible .......................................................... 62
Capítulo 5 ............................................................................................................................................................... 64
Reparación de pozos con tubería flexible .............................................................................................................. 64
5.1 Reparaciones Mayores ................................................................................................................................. 64
5.1.1 Cementaciones con tubería flexible ...................................................................................................... 65
5.1.2 Estimulaciones ....................................................................................................................................... 68
5.1.3 Fracturamiento con tubería flexible ...................................................................................................... 71
5.2 Reparaciones Menores ................................................................................................................................. 72
5.2.1 Inducciones con Nitrógeno usando tubería flexible .............................................................................. 73
5.2.2 Pesca con tubería flexible ...................................................................................................................... 76
5.2.3 Limpieza de pozos. ................................................................................................................................ 78
Capítulo 6 ............................................................................................................................................................... 86
Avances tecnológicos en la tubería flexible ........................................................................................................... 86
6.1 Operaciones y aplicaciones de la tubería flexible con cable ........................................................................ 89
6.1.1 Componentes de la tubería flexible con cable ...................................................................................... 89
6.1.2 Funciones de la tubería con cable ......................................................................................................... 90
6.1.3 Aplicaciones de la tubería con cable ..................................................................................................... 90
6.1.4 Disparos a través de tubería con cable .................................................................................................. 90
6.1.5 Instalación del cable .............................................................................................................................. 93
6.1.6 Aplicación de tubería flexible con cable ................................................................................................ 94
6.2 Operaciones de tubería flexible con cable eléctrico .................................................................................... 96
6.2.1 Registros con tubería flexible ................................................................................................................ 96
6.2.2 Disparos con tubería flexible ................................................................................................................. 96
6.2.3 Perforación con tubería flexible ............................................................................................................ 96
6.2.4 Equipos y herramientas ......................................................................................................................... 97
6.2.5 Disparos bajo balance .......................................................................................................................... 100
6.3 Tuberiá flexible con fibra óptica ................................................................................................................. 101
Conclusiones y Recomendaciones. ....................................................................................................................... 108
Anexos .................................................................................................................................................................. 110
Abreviaturas ..................................................................................................................................................... 110
Normas ............................................................................................................................................................. 111
Referencias Bibliográficas ..................................................................................................................................... 113
I
Índice de figuras
Figura 1 Barcos que transportaban combustible, Imanol Estevez (2010), la operación PLUTO y el origen de la
tubería flexible. Sitio web: http://www.ehu.eus/ehusfera/epdzabaldu/2014/08/18/la-operacion-pluto-y-el-origen-
de-la-tuberia-flexible/ .............................................................................................................................................. XI
Figura 2 Cabeza inyectora Bowen 1964, principal componente del equipo de tubería flexible, Martínez G. José
(2010), aplicaciones con tubería flexible en pozos petroleros. Tesis de licenciatura. .............................................. 3
Figura 3 Evolución del equipo de tubería flexible. ................................................................................................... 5
Figura 4 Evolución de la construcción de la tubería flexible, Manual tubería flexible, fabricación y limitaciones,
Schlumberger (2004). ............................................................................................................................................... 7
Figura 5 Equipo básico de tubería flexible, manual tubería flexible, fabricación y limitaciones, Schlumberger,
(2004). .................................................................................................................................................................... 10
Figura 6 Unidad moderna de tubería flexible, Schlumberger (2010), descripción del equipo de tubería flexible. 13
Figura 7 Unidad de Potencia de la unidad de tubería flexible, Schlumberger (2010), descripción del equipo de
tubería flexible. ....................................................................................................................................................... 15
Figura 8 Esquema simplificado del carrete de tubería flexible, Schlumberger (2010), descripción del equipo de
tubería flexible. ....................................................................................................................................................... 16
Figura 9 Medidor de profundidad, Schlumberger (2010), descripción del equipo de tubería flexible. .................. 17
Figura 10 Centro de control principal (control de preventores y equipo de monitoreo), Schlumberger (2010),
descripción del equipo de tubería flexible. ............................................................................................................. 18
Figura 11 Consola de control básica, Schlumberger (2010), curso de tubería flexible, OilfieldReview, x, x. ....... 19
Figura 12 Cabeza inyectora, Schlumberger (2010), descripción del equipo de tubería flexible. ........................... 20
Figura 13 Cuello de ganso (108 pg, 72 pg, 50 pg), PEMEX (2009), descripción del equipo de tubería flexible. .. 21
Figura 14 Cadenas, Verónica X. (2015), descripción de equipo de tubería flexible. ............................................. 21
Figura 15 Componentes de cadena, PEMEX (2009), descripción del equipo de tubería flexible. ......................... 22
Figura 16 Motor hidráulico, Verónica X. (2015), descripción de equipo de tubería flexible. ................................ 23
Figura 17 Sensor de peso dual, Schlumberger (2010), descripción del equipo de tubería flexible. ....................... 23
Figura 18 Partes principales del preventor, Schlumberger (2010), descripción del equipo de tubería flexible. ..... 24
Figura 19 Ariete de cuñas, Schlumberger (2010), descripción del equipo de tubería flexible. .............................. 25
Figura 20 Ariete de corte, PEMEX (2009), descripción del equipo de tubería flexible. .......................................... 25
Figura 21 Ariete ciego, PEMEX (2009), descripción del equipo de tubería flexible. .............................................. 26
Figura 22 Válvula ecualizadora, PEMEX (2009), descripción del equipo de tubería flexible. ................................ 26
II
Figura 23 Cuerpos e insertos, PEMEX (2009), descripción del equipo de tubería flexible. .................................. 27
Figura 24 Stripper convencional, Schlumberger (2010), descripción del equipo de tubería flexible. .................... 28
Figura 25 Equipos auxiliares para tubería flexible, Schlumberger (2010), descripción del equipo de tubería
flexible. ................................................................................................................................................................... 29
Figura 26 Equipo de perforación con tubería flexible, Ramos E. (1992), perforación de un pozo con tubería
flexible. Recuperado de: https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/tap-technical-assessment-program/300am.pdf
................................................................................................................................................................................ 32
Figura 27 Equipo superficial de tubería flexible, Ramos E. (1992), perforación de un pozo con tubería flexible.
Recuperado de: https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/tap-technical-assessment-program/300am.pdf ........... 33
Figura 28 Configuración del equipo de perforación con tubería flexible, Schlumberger (2010). .......................... 34
Figura 29 Esquema de seguimiento para evaluar la factibilidad de un proyecto de perforación con tubería
flexible., S. García & M. Silva, El uso de la tubería flexible en el área de perforación y terminación de pozos
(2007), UNAM, facultad de ingeniería. .................................................................................................................. 36
Figura 30 Componentes de la conexión de fondo (BHA), Schlumberger (2010), componentes de la conexión de
fondo (BHA), para perforación de pozos no direccionales..................................................................................... 37
Figura 31 Componentes de la conexión de fondo (BHA) para perforación de pozos direccionales, Schlumberger
(2010), componentes de la conexión de fondo (BHA) para perforación de pozos direccionales. .......................... 38
Figura 32 Unidad hibrida para perforar con tubería flexible, Dowell en Oman. .................................................... 41
Figura 33 Equipo Alemán Nowsco para perforar con tubería flexible. .................................................................. 42
Figura 34 Equipo hibrido de perforación, BJ (s.f.), vistas de un equipo hibrido de perforación de tubería flexible.
................................................................................................................................................................................ 43
Figura 35 Mástil de perforación con TF, BJ (s.f.) colocación del mástil en el equipo No.2 Nowsco. ................... 44
Figura 36 Unidad de Perforación Nowsco, BJ (s.f.), vista completa del equipo No. 2 Nowsco (BJ). .................... 44
Figura 37 Configuración de la unidad de tubería flexible para operaciones marinas. ............................................ 45
Figura 38 Terminación primaria. ............................................................................................................................ 52
Figura 39 Terminación de tubería flexible con bombeo neumático. ...................................................................... 54
Figura 40 Equipo de un BEC empleando tubería flexible. ..................................................................................... 55
Figura 41 Sarta de velocidad, Schlumberger (2010). ............................................................................................. 57
Figura 42 Disparos realizados con tubería flexible, Schlumberger (2010). ............................................................ 58
Figura 43 Representación de un disparo en la zona de interés, Schlumberger (2010). .......................................... 59
Figura 44 Sarta con empaque de grava. .................................................................................................................. 61
III
Figura 45 Proceso de cementación, Schlumberger (2012), cementación con tubería flexible. .............................. 65
Figura 46 Cementación primaria. ........................................................................................................................... 66
Figura 47 Equipo para la cementación, Schlumberger (2011), configuración del equipo para cementar. ............. 67
Figura 48 Comparación de cementaciones, Schlumberger (2010), comparación entre una mala y buena
cementación. ........................................................................................................................................................... 68
Figura 49 Estimulación a pozo, Schlumberger (2010), disparos en la zona de interés a través de la tubería
flexible. ................................................................................................................................................................... 69
Figura 50 Proceso de fracturamiento hidráulico. .................................................................................................... 71
Figura 51 Equipo para realizar un fracturamiento, Schlumberger (2010), equipo superficial para realizar CoilFrac.
................................................................................................................................................................................ 72
Figura 52 Equipo para realizar una estimulación con tubería flexible, Schlumberger (2010). ............................... 74
Figura 53 Inducción con nitrógeno, Schlumberger (2012), inducción con nitrógeno a un pozo petrolero. ............ 75
Figura 54 Distribución de partículas y limpieza a un pozo, Schlumberger (2010), proceso de movimiento de las
partículas a través de una limpieza al pozo. ........................................................................................................... 78
Figura 55 Limpieza de sólidos con tubería flexible, Schlumberger (2010), limpieza en pozos para remover
asentamiento de sólidos empleando tubería flexible. ............................................................................................. 79
Figura 56 Equipo para realizar una limpieza a un pozo, Schlumberger (2010), componentes necesarios para la
limpieza de un pozo. ............................................................................................................................................... 80
Figura 57 Trabajo de limpieza con tubería flexible en pozos desviados, para remover las dunas formadas por
asentamiento de partículas y alojadas por deslizamiento tubular. .......................................................................... 83
Figura 58 Fuerzas que intervienen en el asentamiento de una partícula de sólidos, Schlumberger (2012), fuerzas
que influyen en el transporte de sólidos en un pozo. .............................................................................................. 84
Figura 59 Cargas axiales en tubería, Schlumberger (2004), actualización de la tecnología de tubería flexible
Oilfield Review. ..................................................................................................................................................... 87
Figura 60 Tubería flexible con cable, Schlumberger (2010), curso de tubería flexible, Oilfield Review, x, x. ..... 89
Figura 61 Construcción del cable, Schlumberger (2010), curso de tubería flexible, Oilfield Review, x, x ........... 93
Figura 62 Carrete, Schlumberger (2010), curso de tubería flexible, Oilfield Review, x, x. ................................... 94
Figura 63 Componentes del sistema de armado de herramientas en pozo –deployment, Schlumberger (2010),
curso de tubería flexible, Oilfield Review, x, x. ..................................................................................................... 95
Figura 64 Equipos y herramientas, Schlumberger (2010), curso de tubería flexible, Oilfield Review, x, x. ......... 97
Figura 65 PressureBulkhead, Schlumberger (2006), tubería flexible métodos innovadores de intervención de
pozos, Sitio web: https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish06/spr06/p30_45.pdf .... 98
IV
Figura 66 Colector, Schlumberger (2006), tubería flexible métodos innovadores de intervención de pozos, Sitio
web: https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish06/spr06/p30_45.pdf ....................... 98
Figura 67 Sistema de comunicación, Schlumberger (2004), actualización de la tecnología de tubería flexible,
OilfieldReview, I, 1-78. .......................................................................................................................................... 99
Figura 68 Registros plt / wfl, Schlumberger (2010), curso de tubería flexible, Oilfield Review, x, x. ................ 100
Figura 69 Tubería flexible con fibra óptica, Schlumberger (2004), actualización de la tecnología de tubería
flexible, Oilfield Review, I, 1-78. ......................................................................................................................... 101
Figura 70 Fibra óptica. ......................................................................................................................................... 102
Figura 71 Gráfica de profundidad vs temperatura, Schlumberger (2004), actualización de la tecnología de tubería
flexible, Oilfield Review, I, 1-78. ......................................................................................................................... 103
Figura 72 Diagrama de tubería flexible con fibra óptica, Schlumberger (2004), actualización de la tecnología de
tubería flexible, Oilfield Review, I, 1-78. ............................................................................................................. 104
Figura 73 Perfil geotérmico, Schlumberger (2004), actualización de la tecnología de tubería flexible,
OilfieldReview, I, 1-78 ......................................................................................................................................... 105
Figura 74 Mapa de Pruebas de campo, Schlumberger (2004), actualización de la tecnología de tubería flexible,
Oilfield Review, I, 1-78. ....................................................................................................................................... 106
V
Índice de tablas
Tabla 1 Ventajas y desventajas de los preventores Combi. .................................................................................... 27
Tabla 2 Peso y capacidades de la tubería flexible. ................................................................................................ 47
Tabla 3 Comparación de propiedades de la tubería flexible y tubería de perforación articulada. .......................... 47
Tabla 4 Ventajas y desventajas de la tubería flexible. ............................................................................................ 48
Tabla 5 Ventajas y desventajas del uso de la tubería flexible................................................................................. 62
Tabla 6 Tipos de estimulaciones. ........................................................................................................................... 68
Tabla 7 Ventajas en los avances tecnológicos de la tubería flexible. ................................................................... 107
VI
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
La constante disminución de los volúmenes de producción requiere de la creación de nuevas
estrategias de desarrollo y manejo de pozos. Forzando a que las empresas petroleras necesiten
optimizar la producción con el objetivo de satisfacer la demanda de hidrocarburos a nivel global.
De la misma manera, todos estos cambios han tenido un impacto en la industria petrolera
mexicana promoviendo la implementación de nuevas tecnologías como es la tubería flexible en
operaciones de perforación, terminación y reparación de pozos, reflejando grandes beneficios
en producción y tiempos operativos.
PREGUNTAS DE INVESTIGACIÓN.
¿Qué herramientas y equipo se necesitan para realizar operaciones a pozos empleando la tubería
flexible?
¿Qué ventajas se tienen del uso de tubería flexible contra los métodos tradicionales?
¿Cuáles son las mejoras tecnológicas que se le han implementado a la tubería flexible para tener
una mayor eficiencia?
VII
OBJETIVO GENERAL.
Describir las aplicaciones, beneficios y mejoras que se obtienen al implementar la tubería
flexible como parte de las nuevas tecnologías en las intervenciones a pozos petroleros,
principalmente en México.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS.
Considerar los aspectos que limitan el uso de la tubería flexible en operaciones de
perforación, terminación y reparación a pozos.
Comparar los beneficios obtenidos del uso de la tubería flexible contra los métodos
tradicionales en operaciones a pozos.
Establecer beneficios que se han obtenido a partir de la innovación tecnológica de la
tubería flexible en pozos petroleros.
VIII
JUSTIFICACIÓN.
A lo largo del tiempo, las herramientas y equipos han avanzado tecnológicamente para adaptarse
a las necesidades de la industria petrolera, logrando así satisfacer los nacientes desafíos. Por
consiguiente, en el proceso de extracción de hidrocarburos se han tenido que emplear una gran
variedad de técnicas operativas, con la finalidad de optimizar los procesos y recursos en
operaciones a pozos.
Dentro de las diversas áreas de la industria petrolera, el uso de tubería flexible ha logrado
modificar la forma y el tiempo de intervenir un pozo. Demostrándonos múltiples ventajas, no
sólo en el aspecto económico, sino también en la logística para efectuarlos.
Debido a que los métodos antiguos son la base del funcionamiento de las nuevas tecnologías, es
importante puntualizar y conocer sus conceptos básicos, lo cual ayudara a innovar la siguiente
generación de equipos y herramientas.
Sumando a lo anterior se debe reconocer que la unidad de tubería flexible y sus herramientas
son de alta importancia durante la formación profesional de ingenieros petroleros.
El contenido de este trabajo refleja la importancia del desarrollo de la T.F y como ha llegado a
ser parte fundamental en operaciones de perforación, terminación y reparación a pozos,
convirtiéndose en una solución a problemas que se puedan presentar dentro de la industria.
IX
RESUMEN
La presente tesis describe las aplicaciones y beneficios obtenidos de la implementación de la
tubería flexible en pozos petroleros, igualmente como se han ido modificando las operaciones
para intervenir un pozo a causa de su continuo desarrollo tecnológico.
A su vez, se comparó las técnicas empleadas con tubería flexible y con los métodos
tradicionales, si bien, estos aún se siguen utilizando han demostrado ser menos eficientes que
las técnicas actuales.
En el primer capítulo, se refiere a la historia de la tubería flexible, mostrando como se ha ido
modificando para cubrir las necesidades operativas en cada momento. Todo esto parece
confirmar que es una herramienta que seguira desarrollandose con el paso del tiempo. El
segundo capítulo, describe el equipo que integra las operaciones con tubería flexible, siendo
cada componente escencial para efectuar correctamente cualquier intervención a pozo. Se indica
no sólo las variantes de cada elemento sino tambien su principal funcionamiento y sus
limitaciones operativas. En el tercer capítulo, se expone el progreso de la tubería flexible en la
perforación de pozos, de igual manera se describen las operaciones, herramientas y evolucion
de los sistemas de aparejos de perforación con tubería flexible. El cuarto capítulo, refiere al
avance de la T.F. en la terminación de pozos, quedando aun en desarrollo para lograr una mayor
trascendencia. En el quinto capítulo, se detalla la importancia de aplicar la tubería flexible en la
reparación de pozos, teniendo un mayor auge en esta área. En el sexto capítulo, se indican las
innovaciones tecnologicas que se han hecho a la tubería flexible tradicional, demostrando las
ventajas sobre los metodos convencionales, no solo en técnicas antiguas, sino también con las
innovaciones que se realizan a la tubería flexible como TF con cable, cable eléctrico y con fibra
óptica.
Por último, se muestran las conclusiones y recomendaciones que reflejan la importancia al
introducir nuevas herramientas y métodos para el mejoramiento de los procesos realizados con
tubería flexible.
X
ABSTRACT
This thesis describes the applications and benefits obtained from the implementation of the
coiled tubing (C.T.) in oil wells, as well as how operations have been modified to intervene a
well because of its continuous technological development.
In turn, the techniques used with coiled tubing and with traditional methods were compared,
although these are still used, they have proven to be less efficient than current techniques.
In the first chapter, refers to the history of coiled tubing, showing how it has been modified to
cover the operational needs at all times. All this seems to confirm that it is a tool that will
continue to develop over time. The second chapter describes the equipment that integrates the
operations with coiled tubing, each component being essential to correctly perform any well
intervention. It is indicated not only the variants of each element but also its main operation and
its operational limitations. In the third chapter, the progress of the C.T. in well drilling is
exposed, in the same way, the operations, tools and evolution of the systems of drilling rigs with
coiled tubing are described. The fourth chapter refers to the advance of the C.T. in the
completion of wells, still under development to achieve greater transcendence. In the fifth
chapter, the importance of applying the C.T. in the workover of wells is detailed, having a
greater boom in this area. In the sixth chapter, the technological innovations that have been
made to the traditional coiled tubing are indicated, demonstrating the advantages on the
conventional methods, not only in old techniques, but also with the innovations that are made
to the C.T. like C.T. with cable, electric cable and with optical fiber.
Finally, the conclusions and recommendations that reflect the importance of introducing new
tools and methods for the improvement of the processes carried out with C.T. are shown.
XI
INTRODUCCIÓN.
Las operaciones que incluyen T.F. dentro de la industria petrolera son cada día más frecuentes,
conforme se van reconociendo sus ventajas, las proyecciones futuras son optimistas, puesto que
esta tecnología está ayudando a resolver recientes y viejos problemas en los diversos trabajos
en pozos petroleros.
Un ejemplo claro es la operación PLUTO (Pipe-Lines Under The Ocean) fue un procedimiento
secreto que consistía en la fabricación y la colocación de 17 oleoductos para suministrar
combustible a las fuerzas aliadas. Al final de la Segunda Guerra Mundial, más de 780 millones
de litros de combustible fueron enviados desde Reino Unido hasta diferentes puntos de la costa
de Francia. Además, está considerada como una de las mayores hazañas de la ingeniería militar
de la historia. El éxito de la fabricación y el enrollado de una tubería flexible continua,
prepararon el camino para la tecnología actual de la tubería flexible (T.F.).
Figura 1 Barcos que transportaban combustible, Imanol Estevez (2010), la operación PLUTO y el origen de la
tubería flexible. Sitio web: http://www.ehu.eus/ehusfera/epdzabaldu/2014/08/18/la-operacion-pluto-y-el-origen-
de-la-tuberia-flexible/
Es por esto que la tubería flexible tiene mayor presencia en la industria petrolera, debido a que
puede movilizarse rápidamente para perforar pozos o realizar una re-entrada. Esta tecnología
también se utiliza para realizar operaciones de terminación y reparación de pozos con fines de
rehabilitación. Esta comparación con la perforación convencional, los equipos de reparación de
pozos y las unidades para terminar pozos activos, ofrece numerosas ventajas.
XII
La flexibilidad de poder trabajar con el pozo activo y la capacidad de bombear fluidos en
cualquier momento, independientemente de la profundidad o de la dirección de viaje de la
tubería flexible en un pozo, ofrecen ventajas claras y versatilidad operacional. En comparación
con la operación con cable o línea de acero, la tubería flexible provee capacidad de carga
relativamente grande en pozos verticales más profundos y de alto ángulo y mayor capacidad de
tracción, o sobre tracción, en el fondo del pozo.
Estas capacidades facilitan las operaciones de limpieza de pozos; las operaciones de limpieza
por chorro o extracción de fluidos de pozos con gas inerte o fluidos más livianos; los
tratamientos de estimulación ácida o de estimulación por fracturamiento hidráulico; los
tratamientos de control de la producción de arena, las operaciones de cementación, pesca o
molienda y las operaciones de perforación direccional tanto como las de perforación de pozos
en condiciones de bajo balance. La instalación de líneas eléctricas, cables de transmisión de
datos, o cables de alimentación en el interior de la sarta de tubería flexible permite la adquisición
de registros de pozo en tiempo real, el monitoreo y control de fondo de pozo, la adquisición de
mediciones durante la perforación y la operación de bombas eléctricas sumergibles.
1
Capítulo 1
2
CAPÍTULO 1
HISTORIA DE LA TUBERÍA FLEXIBLE
1.1 ORIGEN DE LA TUBERÍA FLEXIBLE
Esta gran técnica inicio en los años 50 aplicada en pozos con presión, flujo o pérdida, con el fin
de limpiar arenamientos pero en la actualidad se ha convertido en una tecnología multifuncional,
como en la intervención tradicional con tubería continua o aplicaciones de reparación.
Mientras que la primera práctica completamente funcional de una unidad de tubería flexible fue
realizada por la compañía California Oil Company y Bowen Tools, en 1962. Su propósito fue
lavar tapones de arena en pozos de la costa del Golfo.1
En un inicio la cabeza inyectora operaba sobre el principio de dos cadenas verticales que giraban
enfrente una de la otra, un esquema que en la actualidad se utiliza en la mayoría de las unidades
de tubería flexible. El stripper era un simple tipo de sello anular que se activaba hidráulicamente
para sellar alrededor de la tubería en cabezales de pozos con presiones bajas. En aquellos
tiempos, la tubería todavía se fabricaba en tramos de 50 pies de longitud, unidos con soldadura
en los extremos con diámetros externos de 1 ⅜ pulgadas, y longitudes de 15000 pies, se
enrollaba en carretes de 9 pies de diámetro externo. Esa fue la primera unidad de tubería flexible
operativa basada en los mismos principios y conceptos desarrollados con otros propósitos antes
de 1944.2
En el año de 1962, las unidades Bowen presentaban facilidades que se fueron desarrollando
cronológicamente de la siguiente forma:
Al final de los años 40, se patentaron varias ideas relacionadas con la inyección de
tubería flexible o cable dentro del pozo.
1 CEDIP, U. G. (2010). Recuperado el Mayo de 2018, de Servicio de apoyo a la perforación. Schlumberger (2004),
tubería flexible: La próxima generación. Oilfield Review, 40-61
2 Schlumberger. (xxx). Tubería flexible: La siguiente generación. 2018, de Schlumberger Sitio web:
https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish04/sum04/p40_61.pdf
3
Al inicio de los años 50, se presentaron varias ideas relacionadas con la perforación
utilizando tubería flexible.
Al principio de los años 60, Bowen Tools desarrolló una máquina para desarmar una
antena hecha de tubo de cobre de ⅝ pulgadas, fue enrollada en un carrete para
almacenarla y poder llegar a la superficie desde un submarino que se encontraba a 600
pies de profundidad. El sistema funciono con el principio de la contra rotación de las
cadenas que más tarde sería adoptada por los inyectores de tubería flexible.
En el año 1962, Bowen adaptó el diseño del inyector usado para recuperar la antena
como el prototipo desarrollado por California Oil Company (figura 2).
Debido a la fama de BowenTool – California Oil Company en 1964, Brown Oil Tools y ESSO,
cooperaron en el desarrollo de un sistema que utilizaba un diseño diferente del principio de
operación del inyector. En lugar de un juego de cadenas de contra rotación ocuparon un diseño
de agarre y manejo de la tubería, entre una cadena sencilla y una ranura de rueda motriz. La
unidad completa estaba colocada en un mástil suspendido por encima del árbol de válvulas del
pozo.
Figura 2 Cabeza inyectora Bowen 1964, principal componente del equipo de tubería flexible, Martínez G. José
(2010), aplicaciones con tubería flexible en pozos petroleros. Tesis de licenciatura.
4
1.2 EVOLUCIÓN Y MEJORAMIENTO DE LA TUBERÍA FLEXIBLE
A finales de los años 60 e inicios de los 70, ambos, Brown OilTool y Bowen Tools, siguieron
mejorando, modificando y aumentando la capacidad de sus correspondientes diseños para
acomodar TF de hasta 1 pulgada de diámetro. A mitad de los años 70, más de 200 unidades de
esta tubería, con el mismo diseño del modelo original, estaban en servicio. 3
En la misma época, el diseño del inyector se vio modificado por nuevas compañías fabricantes
de equipos (Uni–Flex Inc., Hidra RigInc. y Otis Engineering). En general, estas compañías
basaron sus unidades en el diseño de la contra cadena de Bowen Tools. Uni–Flex mejoró su
diseño significativamente, y aunque dejó de producir sus unidades de TF alrededor de 1978,
muchos de los conceptos de sus diseños fueron incorporados a las unidades de los modernos
fabricantes de la actualidad.
Al mismo tiempo que Uni–Flex dejaba de fabricar equipo de tubería flexible, Brown Oil Tools
dejaba también de fabricar el modelo de la rueda motriz. Sin embargo, una variación de este
modelo fue reintroducida en 1985. Este modelo mantenía el concepto de la rueda motriz, pero
usaba rodillos, en vez de cadenas, para forzar la tubería contra la rueda motriz y dar la tracción
necesaria.
3CEDIP, U. G. (2010). Recuperado el Mayo de 2018, de Servicio de apoyo a la perforacion, Tomo 10.
5
De manera sintetizada se puede observar la evolución de la tubería flexible:
Figura 3 Evolución del equipo de tubería flexible.
1944• Operación PLUTO.
1948-51• Primera inyección con cable.
1961• El sistema Bowen es utilizado en submarinos.
1962• Sistema antirotacional de cadenas.
1964• Brown y Esso utilizan un inyector de 3/4".
1967-78• Unidades de Bowen 5M y 8M.
1975-76• Unidades Hydra-rig, Otis y uniflex introducidas.
1978• Brown y uniflex dejan de fabricar.
1985• Desarrollo de la cabeza inyectora de rueda.
1988• Preventor tipo combi introducido.
1990• Stripper de ventas es introducido.
1991• 5000 & 10000 psi Quad BOP's.
1990-93• Cabezas inyectoras con capacidad de 40, 60 y 80 K.
1993• Sistemas de introducción en pozos activos.
1994• Armado Automático de herramientas de fondo.
6
1.3 EVOLUCIÓN DE LA SARTA CONTINÚA DE TUBERÍA FLEXIBLE
A través del tiempo, la cabeza inyectora y las sartas de tuberías sufrieron cambios significativos.
El prototipo de Bowen Tools de 1962 usaba tubería de 1 ⅜ pulgadas, aunque en los modelos
producidos comercialmente para Nowsco se usaban tuberías de pulgada. En los inicios de 1970,
el tamaño de las tuberías se había incrementado hasta una pulgada. En resumen, el periodo
comercial de los servicios de tubería flexible inició a finales de los años 60 y principios de los
70. En esa época se usaron tamaños de tubería hasta una pulgada y en tramos relativamente
cortos. Los diámetros y longitudes fueron limitados por las propiedades mecánicas de los
materiales de fabricación y también por las técnicas de manufactura de esos años.
Las primeras operaciones con esta tubería estuvieron llenas de fracasos y problemas en la
calidad de sus sartas. La preocupación básica era la cantidad necesaria de soldaduras de campo
en la tubería, por las limitaciones de fabricación que se enfrentaban. Los primeros fabricantes
usaron la técnica desarrollada durante la operación PLUTO. Esta involucraba secciones de
material bruto soldadas cada 50 pies, que formaban una tubería continua para poder ser enrollada
en un carrete.
Al final de los años 60, se crearon nuevas técnicas que permitieron que las sartas de tubería
fueran fabricadas en longitudes más largas. Esto a su vez, redujo el número de soldaduras a
través de la sarta, y mejoró las propiedades del acero. El aumento de la confiabilidad en la
tubería flexible benefició significativamente los servicios prestados, (figura 4).4
4Ackert D, Beardsell M, Corrigan M y Newman K. “The Coiled Tubing Revolution” Oilfield Review 1.Octubre de
1989.
7
Figura 4 Evolución de la construcción de la tubería flexible, Manual tubería flexible, fabricación y limitaciones,
Schlumberger (2004).
En 1969, la calidad de la tubería mejoró aún más, cuando Southwestern Pipe Inc., comenzó a
fabricar tubería usando los nuevos materiales y técnicas. La empresa QualityTubing Inc.,
comenzó a fabricar tubería en 1976, con procesos similares a los Southwestern Pipe. En esa
época Quality fabricaba tubería exclusivamente para una compañía de servicios. A partir de
1982, QualityTubing suministró tubería flexible a la industria en general, y con Southwestern
Pipe, dominaron el mercado. La técnica utilizada en aquel entonces permitió fabricar tramos
continuos de tubería flexible de hasta 1500 pies de longitud.
Durante los años 80, los materiales y las sartas de tubería flexible mejoraron de manera
significativa. En 1980, Southwestern Pipe introdujo al mercado, tubería con punto de cedencia
del acero de 70kpsi para tubería continua. En 1983, QualityTubing introdujo al mercado tramos
de tubería de fabricación continua de 3000 pies. En 1987, la misma QualityTubing, desarrolló
1941 operación PLUTO 9 m de longitud.
1965 longitud de lámina 76 m.
1983 longitud de lámina 305 m.
1985 longitud de lámina 520 m.
1986 longitud de lámina 1070 m.
1987 Tubería continúa.
8
la soldadura con inclinación de 45° en las hojas de acero anterior al proceso de soldadura para
dar mayor resistencia a la tubería.5
1.4 LA TUBERÍA FLEXIBLE EN LA ACTUALIDAD
La tubería flexible avanza y se va haciendo más complejo el equipo de TF y sus servicios, es
más difícil explicar cada una de las ventajas de aplicar esta tecnología. La economía y la
velocidad fueron las primeras razones para su uso, y continúan siendo una característica clave.
Sin embargo, existen otras ventajas técnicas que pueden ser aplicadas, dependiendo de las
especificaciones de la terminación, yacimiento y las condiciones de la localización.
Las ventajas de esta técnica sobre los métodos convencionales de un equipo de reparación
incluyen:
Reduce el tiempo de una corrida y el tiempo que el pozo no produce.
Menor impacto ambiental y riesgo operativo.
Eficiencia y seguridad en intervenciones de pozos activos, (presión, flujo y/o pérdida).
Capacidad de movilización rápida, instalación y preparación del equipo en la
localización.
Capacidad de circular mientras se trabaja la sarta (levantar, sacar).
Menor cantidad de requerimiento de las cuadrillas de trabajo (personal).
Menor costo con mayor flexibilidad de trabajo.
Es difícil resumir la lista de aplicaciones, ya que crecen día con día. Al principio, fueron
diseñadas para la circulación con base en las capacidades de la sarta de TF; las aplicaciones más
recientes recaen en varias características de la sarta de la misma tubería y su equipo asociado.
La mayoría de sus usos actuales se caracterizan de la siguiente manera:
Operaciones en pozos activos: El equipo permite operar bajo condiciones de pozo
arrancado, presión y flujo, rigidez de aparejos verticales y desviados en pozos.
Conducto de alta presión: La sarta de TF provee un conducto de alta presión para el
bombeo de fluidos hacia dentro y fuera del pozo. Además, las herramientas operadas
hidráulicamente pueden ser energizadas por el fluido bombeado a través de la sarta.
Circulación continua: Los fluidos pueden bombearse en forma continua mientras la
tubería es introducida o retirada del aparejo.
5 Manual tubería flexible, fabricación y limitaciones, Schlumberger (2004).
9
La rigidez de la sarta de TF permite el uso de herramientas y adaptaciones (y la sarta
misma) que va a ser comprimida o tensionada a través de secciones de aparejos
verticales, y desviados en los pozos.
Conductores instalados y conductos: Los conductores eléctricos pueden ser instalados
en la sarta de TF y conducidos al extremo del carrete. Esto permite funciones de control
y de energía adicionales, los cuales pueden establecer una comunicación entre la
herramienta de fondo y la unidad en superficie.
Un equipo fácilmente adaptable, herramientas y técnicas para propósitos específicos son
ventajas significativas de la tecnología con tubería flexible. Dicha flexibilidad, si se combina
con condiciones específicas de la localización o requerimientos locales, pueden dar como
resultado zonas de alta actividad y desarrollo por región. En dichas zonas, esta tecnología no
sólo es aceptada, sino apoyada porque es un trabajo innovador tanto en el desarrollo del equipo
como en las técnicas de trabajo.6
Actualmente, este equipo es utilizado en gran variedad de aplicaciones, en sitios de trabajo de
muy distintas condiciones. Se utiliza equipo de diferentes cualidades y capacidades. Como
resultado, no existe una configuración estándar del equipo, el cual debe ser útil bajo cualquier
condición de trabajo.
De cualquier manera, existen componentes básicos para cada operación, comunes para cualquier
aplicación. La variedad de las aplicaciones, configuraciones del equipo y las condiciones
operacionales indican que no existe un proceso de planeación y diseño estándar. Sin embargo,
existen elementos en la planeación y el diseño que pueden ser aplicados para cada tipo de
operación.
Sin tomar en cuenta las ventajas técnicas de la tubería flexible, en cuanto a su composición
química y de diseño, una sarta de este tipo deberá ser tomada como producto de consumo, con
una vida útil limitada. La demanda de la sarta de tubería flexible recae en la confiabilidad y
predictibilidad en su desempeño.
6 Curtis G. Blount (2004), la revolución de la tubería flexible continua. Schlumberger, xx, 1
10
Figura 5 Equipo básico de tubería flexible, manual tubería flexible, fabricación y limitaciones, Schlumberger,
(2004).
Esto es un parámetro crítico dado que las operaciones deben llevarse a cabo dentro de un rango
de seguridad operativa. Si se considera que varias propiedades de la sarta son de efecto
contradictorio, sus requerimientos son típicamente determinados como un compromiso con las
especificaciones del material químico utilizado (metalúrgico) y las propiedades físicas del
mismo. Por ejemplo, un material que cuenta con un alto grado de resistencia a la corrosión tiene
una resistencia menor a la fatiga. 7
La confiabilidad de los servicios de tubería flexible que se usa en la actualidad se debe a la
aplicación y al esfuerzo que se realizó sobre el control del comportamiento de la tubería a través
de su vida útil. Esto se basa en un entendimiento de los parámetros que influyen en el desempeño
de una sarta y en el desarrollo de procedimientos diseñados para el control y monitoreo de los
efectos resultantes. Por ejemplo, la corrosión y la fatiga pueden reducir de manera significativa
la vida útil de la tubería al igual que su confiabilidad. Mediante el registro de los parámetros
que influyen en dichos mecanismos, un sistema eficiente de manejo de la sarta no
necesariamente puede prevenir la fatiga y la corrosión, pero si proveer la forma de contabilizar
los efectos con el fin de mejorar la confiabilidad de la sarta y de su servicio.
7 Curtis G. Blount (2004), la revolución de la tubería flexible continua , Schlumberger, xx, 1
11
Capítulo 2
12
CAPÍTULO 2
DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE TUBERÍA FLEXIBLE
La utilización de la tubería flexible se ha convertido en una práctica aceptada en muchas partes
del mundo, se utiliza con herramientas necesarias, para hacer un servicio en un pozo o para
tareas de reparación.
Esta tecnología se basa en el uso de un tubo continuo de acero flexible, el cual se enrolla en un
carrete para su transporte y almacenamiento. En superficie, la tubería es conectada a una unión
giratoria de alta presión en el extremo del rollo, para fluir por dentro de la tubería. La tubería
flexible es introducida y retirada del pozo por medio de la cabeza inyectora, la cual combina
varias operaciones hidráulicas que permiten tener control sobre la posición y movimiento de la
tubería. 8
Un ensamblaje con un sello prensa estopa (stripper), colocado debajo de la cabeza inyectora,
produce un sello dinámico alrededor de la tubería y permite que sea introducida y retirada del
pozo en condiciones seguras. Enseguida se encuentra el BOP (BlowOut Preventor), montado
entre el stripper y el árbol de válvulas del pozo, cuyas funciones se relacionan con la seguridad
y el control sobre las presiones.
Por lo cual la unidad de tubería flexible se opera desde la cabina de control, que está diseñada
como punto único de control y estación de monitoreo para las funciones primarias de la unidad
y de los equipos anexos.
La tubería flexible es enrollada en un carrete para su almacenamiento y transporte. Las sartas
de tubería flexible pueden tener una longitud de 9450 metros o más, dependiendo el tamaño del
carrete y los diámetros de la tubería, que generalmente oscilan entre ¾ y 6 ⅝ de pulgadas.
La tubería flexible, se define como un producto tubular que es fabricado de manera continua en
longitudes y se requiere que sea enrollado en un carrete durante el proceso de fabricación. Se
8 Curtis G. Blount (2004), la revolución de la tubería flexible continua, Schlumberger, xx, 1
13
comercializa en carretes, en longitudes que exceden los 9,450 metros en aceros que han
soportado desde 55,000 psi hasta 120,000 psi de esfuerzo de cedencia.
La intervención de pozos petroleros con equipos convencionales incrementa continuamente los
costos de operación, por lo que muchos operadores recurren a la tecnología de la tubería flexible,
ya que permite desplegar herramientas y materiales a través de la tubería de producción o la
tubería de revestimiento existente, mientras el pozo sigue produciendo con mayor eficiencia y
seguridad.
Componentes principales:
La unidad de TF 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 consta
de seis elementos básicos:
Unidad de potencia.
Carrete de tubería.
Cabina de control.
Cabeza inyectora.
Equipo de control del pozo.
Equipo auxiliar.
Figura 6 Unidad moderna de tubería flexible, Schlumberger (2010), descripción del equipo de tubería flexible.
Cabeza
inyectora
Equipo de control
de pozo
Carrete de tubería
Cabina de
control
Unidad de
potencia
Sistema de
adquisición
14
2.1 UNIDAD DE POTENCIA
Consiste de un motor de combustión interna diésel, puede ser en un arreglo de 6 u 8 cilindros
en “V” o en línea, con transmisión para acoplar las bombas hidráulicas que suministran la
potencia requerida mediante mangueras de alta presión para operar los componentes del equipo
de TF (sistema de control de presión, motores hidráulicos de la cabeza inyectora y carrete).
Cuenta con válvulas de control de presión, filtros, intercambiadores de calor y controles de
emergencia para mantener re-presionados todos los sistemas en caso de que fallara el motor.9
(Figura 7)
El sistema está diseñado de tal forma, que permite alimentar un generador de corriente alterna
que suministra energía a los componentes eléctricos y al sistema de alumbrado.
La unidad de potencia tiene un compresor que suministra aire y opera los sistemas neumáticos
de la unidad (bomba que acciona el stripper, lubricación de las cadenas de la cabeza inyectora
y el sistema de arranque del motor).
Existen varios tipos de configuraciones de las unidades de TF, básicamente tres tipos y son los
siguientes:
• Unidad de potencia del mismo tracto-camión.
• Sobre una plataforma con fuente de potencia independiente.
• Integrada en el mismo patín de la cabina de control y montada en un patín independiente.
9 Verónica X. (2015), descripción de Equipo de Tubería Flexible. 2018, de Publica Sitio web:
https://es.scribd.com/document/270442405/Descripcion-de-Equipo-de-Tuberia-Flexible
15
Figura 7 Unidad de Potencia de la unidad de tubería flexible, Schlumberger (2010), descripción del equipo de
tubería flexible.
2.2 CARRETE DE TUBERÍA FLEXIBLE
La principal función del carrete de TF es almacenar y proteger la tubería, no solamente durante
las operaciones, sino también cuando es transportada, además, previene daños excesivos en la
tubería debido a la fatiga (pandeo) o daño mecánico debido al enrollamiento.
El carrete de la TF se fabrica de acero. Cuenta con un tambor central (núcleo) con diámetros
que varían de acuerdo a los diámetros de la tubería a emplear, son de 8 a 12 pies. El extremo de
la TF enrollada está conectado a través de un hueco de la flecha o eje del carrete hacia una junta
rotativa de alta presión.
La junta rotativa está asegurada a una sección de tubería estacionaria, que se conecta al sistema
de bombeo de fluidos, para cuando se requiera un bombeo continuo y la circulación pueda
mantenerse mientras se realiza un trabajo. Una válvula de cierre se instala entre la tubería y la
flecha del carrete para aislar la tubería de las líneas de bombeo en la superficie, en caso de
emergencia.
El carrete no suministra fuerza para introducir y recuperar la tubería dentro del pozo; sin
embargo, la rotación del carrete se controla mediante un motor hidráulico, el cual actúa
directamente sobre el eje del carrete, operado por un sistema de cadenas y engranes dentados.
16
Funciones Básicas del Carrete:
Almacenar y proteger la tubería – Tambor. (1)
Mantiene tensión entre el carrete y la cabeza Inyectora (Sistema de Manejo del
Carrete).
Eficiencia al colocar la tubería sobre el carrete - Sistema levelwind. (2)
Bombear Fluidos con el carrete girando–swivel. (3)
Aplicación de capa protectora o inhibidor sobre la TF –Sistema lubricador de Tubería.
(4)
Sistema de Medición de Profundidad – Contador y medidor de profundidad
ensamblado. (5)
Figura 8 Esquema simplificado del carrete de tubería flexible, Schlumberger (2010), descripción del equipo de
tubería flexible.
1
2
3
4
5
17
Los componentes principales del carrete son:
Unión Giratoria: Permite el bombeo de fluidos a la sarta de tubería flexible, mientras
gira el carrete. Se encuentra montada en el eje del carrete y cuenta con un juego de
empaques que evitan la fuga de líquidos durante las operaciones.
Guía de Tubería: La TF se guía al enrollarse en el carrete por un mecanismo llamado
"conjunto de nivelar enrollar", éste enrolla y desenrolla adecuadamente.
Lubricador de Tubería: Es un dispositivo montado sobre el carrete de tubería que tiene
la función de proporcionar una película de aceite para protección de la misma.
Medidor de Profundidad: Indica la profundidad del extremo de la TF dentro del pozo.
Se encuentra instalado frente a la barra guía del carrete junto con el lubricador de tubería
para observarlo con facilidad desde la cabina.
Cuando la TF pasa a través de este contador hay contacto con una polea que transmite el giro a
un sistema de engranes, para cuantificar la cantidad introducida o recuperada. También hay otro
contador en la cabeza inyectora, por debajo de las cadenas, que proporciona una medida más
real, al eliminar las diferencias de profundidad por desfasamiento, también cuenta con un
sistema digital de medición.
Figura 9 Medidor de profundidad, Schlumberger (2010), descripción del equipo de tubería flexible.
18
2.3 CABINA DE CONTROL
La cabina de control contiene controles e instrumentos necesarios para operar el equipo de
tubería flexible desde un solo punto. La ubicación de la cabina de control varía dependiendo de
la configuración y el tipo de unidad, sin embargo, la cabina es generalmente ubicada tras el
carrete, alineada con el cabezal del pozo y comúnmente elevada con el objeto de proveer una
óptima visibilidad al operador.
Figura 10 Centro de control principal (control de preventores y equipo de monitoreo), Schlumberger (2010),
descripción del equipo de tubería flexible.
Está integrada para operar todos los componentes del equipo adicional a la instrumentación
propia de la cabina, cuenta con el equipo de cómputo electrónico necesario para registrar en
tiempo real y almacenar en memoria como mínimo los siguientes parámetros10:
• Presión interna de la tubería.
• Presión en el espacio anular de la tubería flexible/tubería de producción.
• Gasto de circulación.
• Volumen acumulado de fluidos bombeados.
• Peso y esfuerzo de tensión de la tubería flexible.
10 Descripción del equipo de tubería flexible, Schlumberger (2010).
19
• Velocidad de introducción o extracción de la tubería flexible.
• Profundidad de operación de la tubería flexible.
• Esfuerzos y cargas axiales a lo largo de la tubería en los viajes de la tubería al pozo.
• Esfuerzos o cargas sinusoidales, helicoidales o de pandeo.
• Contador mecánico y digital de profundidad.
Figura 11 Consola de control básica, Schlumberger (2010), curso de tubería flexible, OilfieldReview, x, x.
2.4 CABEZA INYECTORA
La cabeza inyectora es un sistema mecánico que proporciona la fuerza de reacción y la
estabilidad necesaria para introducir y sacar la sarta continua, ya sea concéntrica, de producción
o sarta de TR del pozo, diseñada para tres funciones básicas11:
1. Proporciona la confianza para introducir la tubería dentro del pozo en contra de la
presión o para superar la fricción de las paredes del pozo.
2. Controlar el rango de entrada de la tubería en el pozo.
3. Soportar el peso de la tubería suspendida y cuando es acelerada a velocidades de
operación cuando se extrae del pozo y de sensores de medidores de peso y profundidad.
11 Descripción del equipo de tubería flexible, Schlumberger (2010).
Medidores Principales Medidores de Sistemas
Sistema preventor y
lubricador
Cabeza Inyectora y
controles de tensión
Controles del
carrete
20
La tubería puede correrse con el extremo descubierto o puede ser utilizada para transportar
herramientas hacia el fondo del pozo.
Figura 12 Cabeza inyectora, Schlumberger (2010), descripción del equipo de tubería flexible.
2.4.1 CUELLO DE GANSO (GUÍA DE LA TUBERÍA)
Es un arco de acero de 90° con un sistema de rodillos con el mismo radio de pandeo igual que
el carrete que abastece la TF, los cuales se montan directamente arriba de los aros dentados
conductores y se usan para recibir la TF del carrete y guiarla dentro de los blocks de cadena. La
vida de la TF en gran medida depende de la alineación del cuello de ganso con respecto a la
cabeza inyectora, ya que de no prevenirse, se aceleran las deformaciones en TF.
Componentes principales:
Sistema Hidráulico/Freno. (1)
Cadenas y tensionadores. (2)
Cuello de ganso o guía arqueada. (3)
Sensor Indicador de Peso. (4)
Stripper. (5)
1
5
4
3
2
21
Figura 13 Cuello de ganso (108 pg, 72 pg, 50 pg), PEMEX (2009), descripción del equipo de tubería flexible.
2.4.2 CADENAS
Es una serie de eslabones, roles y blocks de acero con caras semicirculares que corresponden al
diámetro de la tubería que se esté usando, y transmiten la fuerza requerida para introducir y
extraer la tubería del pozo. Cuando la tubería se introduce en el pozo, la carga en las cadenas se
incrementa y se requiere aumentar la fuerza de los blocks, para mantener una fricción eficiente,
esto se logra por medio de un sistema de tensión de cadenas, usando presión hidráulica a través
de engranes o catarinas.
Figura 14 Cadenas, Verónica X. (2015), descripción de equipo de tubería flexible.
22
Existen varios tipos de cadenas, las más comunes son:
• Los diseños de grapa block tipo “S” que tienen roles o apoyos incorporados en el ensamblaje
de los eslabones de la cadena.
• Los diseños de grapa block tipo “R”, en el cual la grapa block se mueve con apoyos
incorporados en el diseño de la cabeza inyectora.
Figura 15 Componentes de cadena, PEMEX (2009), descripción del equipo de tubería flexible.
2.4.3 MOTORES HIDRÁULICOS
Suministran la tracción requerida para mover la tubería dentro y fuera del pozo. Los motores
utilizados están sincronizados a través de una caja de velocidades para operar el movimiento de
las cadenas. Una serie de catarinas (sprockets) se conectan a cada uno de los motores hidráulicos
a fin de operar dos cadenas independientes.12
12Verónica X. (2015), descripción de equipo de tubería flexible.Sitio web:
https://es.scribd.com/document/270442405/Descripcion-de-Equipo-de-Tuberia-Flexible
23
Figura 16 Motor hidráulico, Verónica X. (2015), descripción de equipo de tubería flexible.
2.4.4 INDICADOR DE PESO
Verifica el peso de la tubería y la fuerza necesaria para sacar la tubería del pozo. El incremento
de peso es función de la profundidad a la que se está operando; por lo que una disminución en
el indicador nos manifiesta una obstrucción o resistencia en el pozo. Este dispositivo opera
hidráulicamente y/o electrónicamente.
Figura 17 Sensor de peso dual, Schlumberger (2010), descripción del equipo de tubería flexible.
Pivote/Sensor
Trasero
Pivote/Sensor Frontal
24
2.4.5 SOPORTE ESTRUCTURAL
La cabeza inyectora puede estar apoyada sobre la cabeza del pozo de dos maneras, con piernas
telescópicas o con un marco de acero elevado hidráulicamente, comúnmente llamado gato de
pie. Las piernas telescópicas se usan en equipos donde la altura de la cabeza del inyector o el
diseño de la cabeza del pozo no permiten el uso de un gato de pie.
2.5 EQUIPO DE CONTROL DEL POZO
Preventores: Proporcionan un medio de control eficiente y seguro de las presiones del pozo
durante una operación normal o de emergencia. La configuración de los rams del preventor y la
línea de matar, facilitan las operaciones de control. El conjunto de preventores está equipado
con 4 juegos de rams y se instalan sobre el árbol de válvulas, o sobre la mesa rotaria de equipos
convencionales. Son operados desde la cabina de control a través del circuito hidráulico y de un
acumulador neumático (nitrógeno). Para cierres de emergencia, los acumuladores proporcionan
la energía requerida para activar el juego de rams que permite el control del pozo, o bien, pueden
ser cerrados manualmente.13
Figura 18 Partes principales del preventor, Schlumberger (2010), descripción del equipo de tubería flexible.
13Verónica X. (2015), descripción de equipo de tubería flexible. Sitio web:
https://es.scribd.com/document/270442405/Descripcion-de-Equipo-de-Tuberia-Flexible
Ciego (Blind ram).
Corte (Shear Ram).
Cuñas (Slip ram).
Tubería (Pipe ram).
Válvulas Equalizadoras.
Puerto lateral 2” WECO
1502.
Puerto para el sensor de
presión de cabeza del pozo.
Ram
Ciego
Ram
Corte
Ram
Cuñas
Ram en
Tubería
Cierre manual
Puerto
presurizado
Brida – conexión
Solenoide hidráulico
Brida inferior
Entrada
Puerto de
matar
25
El sistema de Preventores (BOP) se debe utilizar en cada operación de servicio. Está equipado
de arriba hacia abajo, con arietes ciegos, arietes de corte de tubería, arietes de cuñas y arietes
anulares.
a) Ariete anular: Cierra herméticamente el pozo alrededor de la tubería.
b) Ariete de cuñas: Utilizados para sujetar la tubería sin dañarla y evitar movimiento en
caso que se presente una alta presión, que pudiera expulsarla.
Figura 19 Ariete de cuñas, Schlumberger (2010), descripción del equipo de tubería flexible.
c) Ariete de corte: Cierra y corta la tubería.
Figura 20 Ariete de corte, PEMEX (2009), descripción del equipo de tubería flexible.
26
d) Ariete ciego: Efectúan un sello total del pozo cuando no hay tubería dentro del preventor
o al perder el control del pozo, el sello se logra con los elementos de elastómero en los
arietes y son comprimidos uno contra otro.
Figura 21 Ariete ciego, PEMEX (2009), descripción del equipo de tubería flexible.
e) Válvula equalizadora: Permite igualar la presión en el interior del preventor para abrir
los RAMs.
Figura 22 Válvula ecualizadora, PEMEX (2009), descripción del equipo de tubería flexible.
27
f) Línea de matar: Se ubica en la parte media del cuerpo del preventor y permite bombear
fluidos para el control del pozo.
Preventores Combi:
Están equipados con 2 conjuntos de rams de corte y ciego, o anular y cuña, los cuales se
pueden operar en forma combinada ante cualquier descontrol del pozo, cuya distribución es la
siguiente:
Rams ciego y corte: Cierra para cortar la TF y efectuar un sello en el diámetro interno
del preventor.
Rams de cuñas y anular: Diseñado para sujetar la TF al cerrar y efectúa un sello
alrededor de la misma sin dañar la superficie.
Tabla 1 Ventajas y desventajas de los preventores Combi.
Figura 23 Cuerpos e insertos, PEMEX (2009), descripción del equipo de tubería flexible.
Ventajas Desventajas
Montaje más bajo.
Brazos más fuertes.
Operación menos flexible.
Difícil bombear a través de la
tubería cortada.
Varilla del
actuador
Anillo de
retención
Junta tórica
Inserción
Pin de
compresión Sello trasero
Balancín
Tubo Barra de retención
Sello frontal
Tubo
Pasador de
retención del de
balancín
Tornillo de cabeza Sello trasero
Retenedor de
cuchilla
Cuerpo del Ram
derecho
Cuerpo del Ram
izquierdo Conjunto de sello
Conjunto de sello
28
Estopero (STRIPPER): Es un preventor de trabajo que se ubica abajo de la estructura de la
cabeza inyectora, que tiene la función de controlar la presión del pozo durante las operaciones
con TF. Permite trabajar en pozos fluyentes ya que las presiones son controladas por dos
elementos de sello (uretano y nitrilo). El mecanismo de operación es hidráulico y se realiza
desde la cabina de control.
Figura 24 Stripper convencional, Schlumberger (2010), descripción del equipo de tubería flexible.
Empaques
Puerto de retraer
Toma de presión de pozo
29
2.6 EQUIPO AUXILIAR
Existen diferentes equipos que auxilian a realizar las operaciones con tubería flexible:
Grúa de maniobras: Es el sistema de izaje con que cuenta la unidad de TF. El principio
de funcionamiento está basado en la activación de pistones hidráulicos (gatos), con
brazos de palanca telescopiados, que permite girar y ajustar la longitud requerida para
realizar maniobras durante la instalación, operación y desmantelamiento. Esta puede ser
integrada en la unidad o incorporada en otro equipo modular.
Subestructura: Durante las operaciones de perforación y terminación utilizando TF en
lugar del equipo convencional, se requiere de un sistema auxiliar (subestructuras), con
el fin de soportar la carga, y como un medio seguro y práctico para realizar las
maniobras.
Presas de fluidos: Son sistemas cerrados para evitar un impacto ambiental y son similares
a las utilizadas en equipos convencionales.
Bombas de lodos: Las bombas de fluidos que se utilizan para operaciones con TF, las
comúnmente utilizadas son las triplex y pueden estar integradas a la unidad de TF o en
forma modular.
Figura 25 Equipos auxiliares para tubería flexible, Schlumberger (2010), descripción del equipo de tubería
flexible.
30
Capítulo 3
31
CAPÍTULO 3
PERFORACIÓN DE POZOS CON TUBERÍA FLEXIBLE
3.1 ANTECEDENTES DE LA TUBERÍA FLEXIBLE EN LA PERFORACIÓN
El perforar con tubería flexible es una tecnología reciente, que se ha desarrollado con el paso
del tiempo y su uso ha permitido realizar perforaciones en pozos con situaciones más difíciles
y cambiantes. A pesar de que fue desarrollada para la limpieza de pozos, ha llegado a convertirse
en una tecnología con una amplia variedad de usos en los campos petroleros.
El estadunidense Hugh Roy Cullen desarrolló un sistema de perforación basado en una sarta de
perforación continua en 1964. La sarta de perforación flexible se fabricó mediante elementos de
diversos cables tensados de diámetro externo de 2 ⅝ pulgadas. El cual, se empleó para perforar
un agujero de prueba de 4 ½ pulgadas a través de 300 metros, con una velocidad de penetración
de 5 a 10 pies/hora.
El Instituto Francés del Petróleo (IFP) desarrollo otro sistema, en donde, se usó sartas de tubería
flexibles de diámetro exterior de 2 ½, 3 y 5 pulgadas, que contaban con varios conductores
eléctricos y para hacer girar la barrena se emplearon motores eléctricos y turbinas. El sistema
del IFP se puede utilizar para perforar agujeros de 6 ⅝ a 12 ¼ pulgadas a profundidades de 1,000
metros. Sin embargo, para el año de 1965, se perforo a más de 6,000 metros de profundidad con
este sistema.
Años más tarde, la compañía Flex Tube Service, desarrollo otro sistema en 1970, el cual usaba
una tubería continua de 2 ⅜ pulgadas de diámetro en pozos de gas poco profundos. Fueron los
primeros en desarrollar y emplear tubería flexible de aluminio con una velocidad de penetración
parecida a los equipos convencionales.
En 1991, se habían perforado cerca de 200 pozos con tubería flexible y motores de
desplazamiento positivo. Sin embargo, en Medicine Hat, Alberta (ciudad en el sureste de
Alberta, Canadá), se realizó el primer intento de perforar con tubería flexible, usando equipos
adaptados para otros usos.
32
Figura 26 Equipo de perforación con tubería flexible, Ramos E. (1992), perforación de un pozo con tubería
flexible. Recuperado de: https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/tap-technical-assessment-program/300am.pdf
En 1995, cuatro años más tarde, se realizaron algunos intentos de perforar con tubería flexible,
sin embargo, no se había fabricado hasta entonces un equipo completamente diseñado para la
perforación con tubería de un diámetro grande.
En 1997, la empresa canadiense de Tubería flexible Foremost se encargó de desarrollar un
equipo de perforación con T.F. para satisfacer las necesidades de la perforación. La empresa
desarrollo la primera plataforma de perforación híbrida con tubería flexible, creando una
plataforma con la capacidad de perforar pozos desde la superficie utilizando la tecnología
convencional con tubería articulada o tubería flexible continua en combinación con un inyector.
Los primeros equipos con T.F. empezaron a dar servicio en 1999 e impulsaron el mejoramiento
de la producción. Para el año 2002, Foremost ya suministraba servicios de diseño y construcción
para otras compañías de perforación, avanzando así la tecnología con equipos de perforación
con T.F.
La perforación con T.F. ha despertado gran interés dentro de la industria petrolera en los últimos
años, debido a que se puede subir y bajar tubería rápidamente cuando se encuentra bajo presión,
la T.F. es una promesa como alternativa, para disminuir costos en la perforación convencional
cuando se emplea bajo condiciones apropiadas.
Cabeza Inyectora
Carrete T.F.
Unidad de
Potencia
Ensamble de fondo
del pozo Tubería flexible con cable
Whipstock
33
Figura 27 Equipo superficial de tubería flexible, Ramos E. (1992), perforación de un pozo con tubería flexible.
Recuperado de: https://www.bsee.gov/sites/bsee.gov/files/tap-technical-assessment-program/300am.pdf
34
3.2 EQUIPO DE PERFORACIÓN CON TUBERÍA FLEXIBLE
La unidad de perforación de TF tradicional contiene gran parte del equipo de una unidad de
perforación convencional (bombas de circulación, presas de lodo, equipo de remoción de
sólidos, instalaciones de mezclado de lodos, equipo de control de pozos, entre otros)14.
Volviendo a las unidades de perforación completamente diferentes, en comparación con la
pequeña unidad que se utiliza en los trabajos típicos y de servicio.
Las unidades más modernas creadas para la perforación con TF están diseñadas para facilitar su
movilidad. Algunas de estas, tienen la capacidad de usar la tubería convencional.
Figura 28 Configuración del equipo de perforación con tubería flexible, Schlumberger (2010).
14 E. Fuentes & G. Ortiz, Desarrollo de la tecnología de tubería flexible y sus ventajas operacionales en pozos
petroleros (2014), UNAM, facultad de Ingeniería.
Equipo de
Control
Carrete de TF
Unidad
Inyectora
Equipo de potencia de la unidad de
bombeo
Equipo de Bombeo de fluidos
Temblorinas
Múltiple de estrangulación
Medio árbol de
válvulas
35
3.3 TIPOS DE USOS DE LA TUBERÍA FLEXIBLE EN LA PERFORACIÓN
La perforación con tubería flexible se emplea en pozos direccionales y no direccionales, y a su
vez puede operar en condiciones sobre balance y bajo balance.
Las herramientas de fondo son diferentes en cada tipo de pozo y condición que se presente. En
la perforación direccional se utiliza un mecanismo de orientación a fin de realizar la trayectoria
del pozo en la dirección establecida y los pozos no direccionales cuentan con herramientas
convencionales con motor de fondo. Las únicas limitantes en el uso de la tubería flexible son la
profundidad y la dimensión del pozo, en base a la velocidad de flujo lograda a través de la
tubería flexible y el peso disponible en la barrena (WOB). Las dimensiones del agujero afectan
tanto la capacidad de acarrear recortes como el peso en la barrena. Debido a que si el tamaño
del agujero aumenta, la capacidad de acarreo de los recortes y el peso disminuyen.
Las evaluaciones técnicas son más fáciles de generalizar, porque un simulador de tubería
flexible puede evaluar los efectos a diferentes condiciones en una operación de perforación con
tubería flexible.
36
Figura 29 Esquema de seguimiento para evaluar la factibilidad de un proyecto de perforación con tubería
flexible., S. García & M. Silva, El uso de la tubería flexible en el área de perforación y terminación de pozos
(2007), UNAM, facultad de ingeniería.
37
3.3.1 POZOS VERTICALES15
Los pozos verticales (no direccionales) son aquellos en el que la dirección, inclinación o azimut
no se controla por medio de herramientas de fondo por que las herramientas empleadas para
estos factores no están en uso. La mayoría de la profundidad perforada con tubería flexible ha
sido con dimensiones de agujero inferiores a 7 pulgadas, pero las dimensiones de agujero arriba
de 13 ¼ pulgadas han sido exitosamente perforadas.
La conexión de fondo (BHA) empleada en la perforación de pozos no direccionales se conforma
de la siguiente manera:
Conector de T.F.
Válvula check.
Junta desprendible.
Lastra barrenas.
Herramienta de levantamiento.
Motor.
Barrena.
Figura 30 Componentes de la conexión de fondo (BHA), Schlumberger (2010), componentes de la conexión de
fondo (BHA), para perforación de pozos no direccionales.
15 J. Martinez, Aplicaciones con tubería flexible en pozos petroleros (2010), UNAM, Facultad de ingeniería.
Tubería
Flexible
Conector de Tubería
Flexible
Válvula
Check
Junta Desprendible
Drill Collar
Herramienta de
Levantamiento
Motor de fondo
Barrena
38
3.3.2 POZOS DIRECCIONALES.
Se usa en pozos en los cuales el azimut y/o inclinación se controla por el uso de herramientas
de fondo para crear una trayectoria programada. En este se emplea un mecanismo de orientación
en la conexión de fondo del agujero (BHA) para controlar la trayectoria de pozo.
La perforación direccional es muy sensible al diámetro interno y la dimensión del agujero.
Mientras que la dimensión aumenta, el peso transferido disminuye y las condiciones de la
velocidad de flujo aumentan.
En el caso de necesitar fluidos multifásicos, se añaden requisitos adicionales en la conexión de
fondo del agujero (BHA). Debido a que no permiten el uso del pulso telemétrico en el lodo para
la transmisión de datos por las herramientas de fondo y el uso de fluido impulsado por las
herramientas de orientación.
El típico ensamble de fondo del agujero es el siguiente:
Conector de tubería flexible.
CV.
Desconector.
Paquete de dirección e inclinación.
Herramienta de orientación.
Motor de fondo.
Barrena de perforación.
Figura 31 Componentes de la conexión de fondo (BHA) para perforación de pozos direccionales, Schlumberger
(2010), componentes de la conexión de fondo (BHA) para perforación de pozos direccionales.
Tubería
Flexible
Conector de Tubería
Flexible
Desconector
Paquete de dirección e inclinación
Motor de fondo
Barrena
39
3.4 HERRAMIENTAS PARA PERFORAR CON TUBERÍA FLEXIBLE
3.4.1 HERRAMIENTAS DIRECCIONALES
Se usan dos tipos de herramientas direccionales y con ellas se transmiten los datos medidos a
superficie a través de un cable dentro de la tubería flexible. La industria de la tubería flexible ha
adaptado algunas de las herramientas direccionales eléctricas desarrolladas en la perforación
direccional convencional. Las herramientas direccionales de pulso en el lodo transmiten los
datos medidos a superficie por los pulsos de presión generados en el lodo.
3.4.2 HERRAMIENTAS DE ORIENTACIÓN
Algunas diferencias con la perforación convencional es la necesidad de un dispositivo de
orientación para controlar la trayectoria del pozo. Estos dispositivos controlan la dirección para
rotar un cuerpo inclinado en una orientación determinada o controlar la carga lateral en la
barrena para empujar la conexión en una dirección. Los estabilizadores en la conexión de fondo
no se usan debido a la falta de rotación, lo cual aumenta las oportunidades de colgamiento en el
fondo del pozo.
En algunos casos se requiere cable eléctrico, en donde la presión hidráulica suministra la energía
para rotar la herramienta mientras las señales eléctricas operan las válvulas que determinan la
dirección de rotación. La desventaja de esta herramienta es la necesidad de parar la perforación
para orientar, pero puede orientar en cualquier ángulo.
3.4.3 TRANSMISIÓN DE DATOS16
Se usa el mismo cable de acero que transmite la energía al orientador para enviar y recibir datos
desde el BHA. Mediante el uso de la tecnología de telemetría la velocidad de transmisión de
datos es 100 Kbits/s en comparación con un máximo de 3-6 bits/s posible con telemetría de
pulso en lodo.
16 E. Fuentes & G. Ortiz, Desarrollo de la tecnología de tubería flexible y sus ventajas operacionales en pozos
petroleros (2014) UNAM, facultad de Ingeniería.
40
Sumado a la mayor velocidad de transferencia de datos a superficie, el sistema de telemetría se
usa a fin de enviar instrucciones al BHA. La información recibida en superficie es eficaz y en
tiempo real. La transmisión de datos del cable metálico es inmune a los problemas asociados
con la telemetría de pulso de lodo a través de fluidos compresibles. Por consiguiente, se puede
usar cuando el gas se incorpora a los fluidos bombeados.
La herramienta se configura en superficie o en el fondo del pozo, con objeto de enviar los datos
más importantes a superficie con una frecuencia mayor.
3.4.4 INTERPRETACIÓN DE DATOS
El sistema de superficie del BHA se basa en el software que se usa en la actualidad en los
servicios MWD-LWD y de geo-navegación. Mediante el cual se convierte la información y se
muestra en formatos, para que el equipo pueda optimizar el proceso de perforación. El sistema
integra la perforación direccional, el sensor y los datos geofísicos, transmitidos por el BHA con
mediciones de superficie.
3.5 SISTEMAS DE APAREJOS PARA LA PERFORACIÓN CON TUBERÍA
FLEXIBLE
3.5.1 UNIDADES CON SISTEMAS DE GRÚA17
Una de las primeras modificaciones a las unidades convencionales de tubería flexible para
hacerlas más convenientes y perforar, fue una estructura pesada que puede soportar el inyector
y un conjunto de combinaciones en la tubería articulada. Algunas veces la estructura incluye
una grúa ligera para los componentes manuales de la conexión de fondo y llaves para conectar
y desconectar la tubería.
17 S. García & M. Silva, El uso de la tubería flexible en el área de perforación y terminación de pozos (2007),
UNAM, facultad de ingeniería.
41
Figura 32 Unidad hibrida para perforar con tubería flexible, Dowell en Oman.
Al permitir que la unidad híbrida de tubería flexible opere independientemente del equipo de
reparación de pozos o de perforación con tamaños de tubería de revestimiento arriba de las 7
pulgadas. No obstante, el no contar con un mástil integral con bloque viajero hace que las
operaciones con tubería articulada sean mucho más lentas con un híbrido.
3.5.2 UNIDADES DE MÁSTIL FIJO
Al considerar que las limitaciones de las unidades híbridas de perforación con tubería flexible
en estructuras de levantamiento, añadidas al mástil en una unidad convencional de tubería
flexible, fue una forma de avanzar en la operación en superficie a fin de realizar la perforación
rotatoria o equipo de reparación de pozos. Quedando un inyector montado en una plataforma
bajo un mástil fijo.
La estructura se desplaza verticalmente con los gatos hidráulicos a fin de ajustar los diferentes
preventores arreglados en columna y horizontalmente en carriles para limpiar el cabezal en las
operaciones con tubería articulada con malacate.
42
Figura 33 Equipo Alemán Nowsco para perforar con tubería flexible.
3.5.3 UNIDADES DE MÁSTIL AUTO EDIFICABLE
La empresa internacional de producción de petróleo y gas Fracmaster, ahora BJ, mejoró las
unidades de mástil fijo con un diseño de mástiles auto edificable combinando características de
unidades de tubería flexible y equipos de reparación de pozos dentro de un equipo hibrido de
perforación con tubería flexible. Esta unidad cuenta con un mástil de hasta 80 pies de altura con
un malacate pesado montado en un remolque conectado a otro que contiene el carrete de la
tubería flexible formando un equipo completo de perforación con una dimensión de
aproximadamente 10 pies por 95 pies. Adicionalmente, se requiere de un tercer tráiler que
contiene el paquete de energía y la cabina de control del operador.
43
Figura 34 Equipo hibrido de perforación, BJ (s.f.), vistas de un equipo hibrido de perforación de tubería flexible.
Sin embargo, esta unidad no opera en ubicaciones estrechas o donde el espacio superior está
limitado. Dejando en un dilema el cómo combinar eficientemente la tecnología de tubería
flexible y perforar con los mejores atributos de cada uno. Dado que las unidades de tubería
flexible ofrecen tamaños compactos, portabilidad y posibilidad de operar eficientemente y con
seguridad en pozos existentes. Pero otro lado, las operaciones de perforación y terminación
requieren equipos superficiales para manipular sartas de tubería pesada y manejar grandes
volúmenes de fluido.
44
Figura 35 Mástil de perforación con TF, BJ (s.f.) colocación del mástil en el equipo No.2 Nowsco.
Figura 36 Unidad de Perforación Nowsco, BJ (s.f.), vista completa del equipo No. 2 Nowsco (BJ).
45
3.5.4 EQUIPO DE LA TUBERÍA FLEXIBLE PARA PERFORACIÓN DE POZOS
MARINOS18
La compañía ExxonMobil desarrollo un método de intervención de pozos marinos que emplea
un equipo de T.F., en el cual se coloca el cabezal inyector en el lecho marino y se lleva al pozo
por un vehículo operado a control remoto (ROV). Las señales de control se accionan por control
remoto y las bombas a bordo de la estructura suministran presión para estimular el pozo con
fluidos y nitrógeno.
La primera vez que se usó este equipo fue en las costas de Angola con aproximadamente 1,800
y 2,100 metros de tirante de agua.
Se analiza que un equipo de T.F. dinámicamente posicionado reduce los costos de los trabajos
superficiales en un 37%, comparada con el uso de una barcaza.
Figura 37 Configuración de la unidad de tubería flexible para operaciones marinas.
18 J. Martinez, Aplicaciones con tubería flexible en pozos petroleros (2010), UNAM, Facultad de ingeniería.
46
La distancia comprendida entre el equipo en servicio y de la plataforma durante la transferencia
de equipo es a máximo 15 pies y durante la operación superficial debe ser a 45 pies.
Se usa la grúa del barco para transferir el equipo de T.F. a la plataforma, incluyendo el carrete,
unidad de potencia, cabina de control, grúa, inyector, BOP, mangueras y cuando sea necesario,
se trae material de la costa a través de un barco pequeño de provisiones.
Una operación en pozo marino con tubería flexible, incluye limpieza de arena, cementación,
inducción con nitrógeno, lavado y acidificación. Este procedimiento de trabajos incrementa
significativamente la producción del campo y tiene un tiempo de recuperación aproximado de
80 días en el costo.
Recientemente se han desarrollado sistemas de T.F. para operaciones bajo el agua los cuales son
operados por un ROV o desde un barco. La tubería corre desde el carrete posicionado en el
barco hacia la cabeza de la inyectora bajo el mar. La tensión de la tubería es variable y se
controla en forma diferente a una operación normal, con un dispositivo que registra la carga a
la que se encuentra y se suelta cuando la tensión entre el carrete y el inyector se elevan por
encima de los valores preestablecidos.
3.6 LÍMITES EN LA TUBERÍA FLEXIBLE EN OPERACIONES DE
PERFORACIÓN
Usualmente la limitante para perforar con T.F. se basa en la capacidad del equipo, limitaciones
mecánicas de la tubería, peso de la tubería, límite de transporte, límites de vida útil de la tubería,
límites en la hidráulica, entre otros.
En la siguiente tabla se indica la capacidad y peso de la tubería flexible, se debe considerar que
existen más tuberías disponibles en el mercado con espesores de pared y capacidades mayores
a las que se presentan.
47
Tabla 2 Peso y capacidades de la tubería flexible.
Diámetro
(pg)
Espesor
de pared
(pg)
Peso
(lb/pie)
Tensión
Máxima
(lb)
Torque
Máximo
de Trabajo
Permisible
(pie *lb)
Presión
Máxima
de Trabajo
Permisible
(psi)
Diámetro
de carrete
(pg)
1.500 0.156 2.24 32,000 1,044 7,700 76
1.750 0.156 2.66 37,900 1,484 6,700 76
2.000 0.156 3.07 43,900 2,002 5,900 84
2.375 0.156 3.70 78,100 2,926 5,300 84
2.875 0.156 4.53 95,000 4,431 4,400 96
En la siguiente tabla se comparan las dimensiones y propiedades mecánicas de las sartas de
perforación convencionales con la de tubería flexible.
Tabla 3 Comparación de propiedades de la tubería flexible y tubería de perforación articulada.
Tubería
flexible
Tubería de
perforación
Tubería
flexible
Tubería de
perforación
Tubería
flexible
Tubería de
perforación
Diámetro
exterior
nominal
(pg)
2.375 2.375 2.875 2.875 3.50 3.50
Junta (pg) Ninguno 3.37 Ninguno 4.126 Ninguno 4.75
Diámetro
nominal
interior (pg)
1.969 1.995 2.495 2.441 3.12 2.992
Espesor de
pared (pg) 0.203 0.192 0.19 0.217 0.19 0.254
Peso (lb/ft) 4.71 4.85 5.46 6.85 6.63 9.50
Esfuerzo de
cedencia 96.9 97.7 106.7 130.1 131.4 194
48
La limitación más fuerte para el diámetro externo de la tubería es el tamaño del carrete, puesto
que la longitud máxima de una sarta de T.F. se basa en los pesos permitidos para los carretes.
Un tráiler de tubería flexible puede cargar hasta 40,000 libras de tubería. Sin embargo, la
limitación de longitud se puede evitar conectando o soldando varios carretes de tubería.
Las técnicas para maximizar la vida útil de la sarta de perforación de tubería flexible, incluyen:
evitar bombear fluidos corrosivos a través de ella, minimizar el contenido de sólidos en el lodo,
entre otras.
3.7 VENTAJAS Y DESVENTAJAS EN LA PERFORACIÓN CON TUBERÍA
FLEXIBLE
Existen muchas ventajas en la perforación con tubería flexible, pero saber la importancia de una
selección correcta es el factor más relevante para obtener un proyecto de perforación exitoso.
Para esto, se requiere un entendimiento en la capacidad y limitación de la tubería flexible y del
equipo de perforación.
Tabla 4 Ventajas y desventajas de la tubería flexible.
Ventajas Desventajas
La disminución de costos de las operaciones
con T.F se origina en el pequeño tamaño del
equipo y su automatización, así como el
ahorro relacionado con operaciones en
agujero reducido. Otros costos tales como
tiempo de perforación, movilización, tamaño
de la localización, preparación y
consumibles, son frecuentemente menos del
50% de los costos con equipos
convencionales.
La T.F. no puede ser rotada, los motores de
fondo son componentes caros y se requieren
cuando se perfora con T.F., por
consecuencia, la perforación por secciones
es el único modo de operación, la cual resulta
en una pérdida por mayor fricción y un peso
reducido sobre la barrena.
49
Las operaciones de perforación en pozoscon
T.F. ocupan menos superficie que la mayoría
de los equipos convencionales, debido a que
el área de un sistema con T.F. es menor
(aproximadamente 50% menor).
Los ensambles de fondo BHA deben correrse
para secciones de agujero rectos y para
secciones construidas a un cierto ángulo, la
orientación de la herramienta en la parte baja
del pozo se requiere para dar dirección a la
barrena a lo largo de la trayectoria diseñada
del pozo cuando se trata de perforación
direccional.
El tiempo de viaje de la sarta de perforación
se reduce, la tubería continua evita realizar
conexiones de la sarta de perforación, esto
reduce los tiempos de viaje e incrementa la
seguridad, ya que muchos accidentes ocurren
cuando la perforación se detiene para hacer
una conexión.
La perforación con tubería flexible está
limitada a agujeros de tamaño pequeño, el
diámetro externo de la T.F. y la capacidad de
torque, imponen límites en el tamaño del
agujero que se puede perforar. Actualmente,
el agujero perforado más grande es de 6 ⅛
pulgadas. Pero la mayoría de los trabajos
realizados se hacen con tubería de 1 ¼ o 2
pulgadas. Tubería de diámetro más grande se
encuentra disponible, solo que la falta de
equipos con la capacidad de correr estas
tuberías.
La T.F. permite circulación continua, una
unión giratoria instalada sobre el eje del
carrete de la tubería permite la circulación
del fluido con facilidad a través de la tubería
mientras viaja. Este diseño simplifica las
técnicas de control del pozo y ayuda a
mantener en buenas condiciones al agujero.
La perforación con T.F. se limita a pozos
someros, se presentan limitaciones en la
profundidad, debido a las restricciones de
peso y tamaño de los carretes y del tráiler que
los transporta, más que por la resistencia
mecánica de la tubería en sí. Mientras mayor
sea el diámetro externo de la tubería, es
menor a longitud que se puede transportar.
La T.F. no tiene uniones, existen varios
beneficios al eliminar las uniones de las
herramientas con la sarta de perforación de
tubería flexible, como no generar
derramamiento de lodo mientras se hacen las
uniones e incrementa la seguridad en el
equipo y personal de piso.
Los equipos de T.F. no pueden correr o jalar
tuberías de revestimiento o terminación. Las
operaciones de perforación y re-entrada
emplean un equipo de servicio para preparar
el pozo, otro para perforar el agujero nuevo
y un equipo para la terminación, debido a la
capacidad de carga del equipo de tubería
flexible.
50
Capítulo 4
51
CAPÍTULO 4
TERMINACIÓN DE POZOS CON TUBERÍA FLEXIBLE
Después de cementar la última tubería de revestimiento de explotación, se inicia la terminación
de un pozo petrolero, que se efectúa con el fin de obtener la producción óptima de hidrocarburos
al menor costo.
En las operaciones de terminación de pozos se emplea cada vez con mayor frecuencia la T.F.
para mejorar el desempeño del pozo, sirviendo como sarta de producción en pozos someros de
gas. Aunado a su resistencia y rigidez, combinadas con la capacidad para circular los fluidos de
tratamiento, nos da ventajas contra las herramientas operadas con cable durante la operación de
reparación de pozos.
4.1 SELECCIÓN DE HERRAMIENTA Y MATERIAL
Para obtener un óptimo desarrollo bajo ciertas condiciones en un pozo, el material de la
herramienta y la sección de sellos con elastómeros son muy importantes.
Los siguientes factores afectan la elección de la herramienta y los materiales con elastómeros.
Temperatura: La temperatura afecta el grado de tensión de cada material y cada
elastómero tienen diferente resistencia a la temperatura.
Fluidos: Los fluidos en contacto con la herramienta, presentan afectaciones a los
materiales especialmente elastómeros; además los materiales necesitan ser
seleccionados para condiciones específicas en cada pozo.
Tipos de servicios: De acuerdo al ambiente en donde se realiza la operación, se emplean
diferentes materiales, se usa una aleación de acero para un servicio regular, el acero con
carbón tratado con calor para servicio con H2S y una aleación especial con cromo para
ambientes con CO2.
4.2 TIPOS DE TERMINACIÓN CON TUBERÍA FLEXIBLE
Las primeras aplicaciones de la T.F. en el área de terminación fue como sarta de velocidad. Sin
embargo, su uso se incrementó después de incluir las operaciones de bombeo neumático donde
la T.F. proporciona un sistema de inyección de gas.
52
Las terminaciones con tubería flexible se pueden clasificar en:
Terminaciones primarias.
Sistemas artificiales.
Sartas de velocidad.
Servicios especiales.
4.2.1 TERMINACIONES PRIMARIAS
Se considera como la primera terminación realizada en el pozo, en muchas aplicaciones la
tubería flexible como conducto primario resulta ser más común debido a sus avances
tecnológicos.
Gracias a todos estos cambios, los empacadores, niples, conexiones, mandriles de BN y otras
herramientas están disponibles para usarse ahora con la T.F., lo cual resulta ser una alternativa
viable para una terminación.
Figura 38 Terminación primaria.
Agujero
Cemento
T.R.
T.F.
Empacador
Intervalo Productor Disparos
53
4.2.2 TERMINACIÓN CON SISTEMAS ARTIFICIALES DE PRODUCCIÓN
Debido a las diversas modificaciones que se le han realizado a la T.F., se ha permitido emplear
en pozos de forma adecuada cuando decrece la producción debido al agotamiento del
yacimiento.
En la gran mayoría de los casos, las terminaciones con T.F. se instalan en un pozo productor
reduciendo los riesgos y los requerimientos de matar al pozo, empleando con más frecuencia el
Bombeo Neumático y el Bombeo Electrocentrifugo.
4.2.2.1 TERMINACIÓN CON SISTEMA DE BOMBEO NEUMÁTICO (BN)
La implementación de la T.F. como aparejo de producción y de válvulas para bombeo
neumático, ha sido una de las alternativas para reanudar la producción de aceite en pozos que
tienen baja presión de fondo.
Para instalar el BN, se requiere obtener la siguiente información del pozo:
Seleccionar el pozo.
Analizar el comportamiento del pozo para determinar la profundidad optima de
inyección.
A través de un software especializado se hace el análisis de los escenarios de producción
esperados, y se establece el arreglo óptimo del aparejo con T.F.
Se debe de tener una T.F. y herramientas disponibles en materiales resistentes a la
corrosión.
La sarta de BN se coloca en un colgador superficial, proporcionando un soporte para el peso de
la sarta y se instala en el cabezal del pozo, después de instalar el colgador, la sarta de T.F., los
mandriles de bombeo neumático y el empacador de compresión se corren dentro del pozo.
Posteriormente, se corre la T.F hasta el fondo, y el empacador de compresión es colocado al
descender la T.F., en seguida, se aplica peso para su colocación, dejando a la sarta colgada en
el colgador superficial y cortada.
No obstante, cuando la presión del yacimiento disminuye, la efectividad del bombeo neumático
también lo hace, pero mediante la tubería flexible se puede hacer una extensión de la sarta de
BN, la extensión de la sarta de bombeo neumático permite la instalación de los mandriles y
válvulas adicionales hasta mejorar la producción sin la remoción de la terminación original.
54
Después, se coloca un empacador de compresión en el fondo de la extensión de la sarta que sella
y soporta la tubería, mientras un empacador de doble agarre en la parte superior de la sarta
suministra soporte y sello. En la profundidad de colocación, los empacadores son colocados,
entonces las válvulas de BN son instaladas en los mandriles.
Figura 39 Terminación de tubería flexible con bombeo neumático.
4.2.2.2 TERMINACIÓN CON BOMBA ELÉCTRICA SUMERGIBLE (BEC)
La aplicación de la tubería flexible para introducir aparejos de bombeo electrocentrífugo se
caracteriza por obtener grandes volúmenes de producción y se emplea en pozos profundos con
una mezcla de hidrocarburos con poco gas. Un sistema sencillo BEC, está constituido por una
bomba centrifuga de múltiples etapas con motor de fondo y fuente de poder a través de un cable
conductor.
Terminación con BN
Producción
Gas de
BN
Válvulas de BN
55
La configuración de estos sistemas se compone por una T.F. de 2 ⅜ pulgadas con cable de
alimentación interno, motores, protector y bombas. Esta técnica tiene un óptimo desempeño en
campos marinos, en donde no se cuenta con infraestructura para el sistema artificial BN o donde
se requiere la conversión del proceso de sistema artificial BN a bombeo eléctrico sumergible.
El beneficio de que descienda dentro de la T.F. reduce los tiempos de introducción y el riesgo
de daño del cable disminuye.
Figura 40 Equipo de un BEC empleando tubería flexible.
Cabezal
TR
T.F.
Válvulas de Retención
Bomba Centrifuga
Separador de Gas
Protector
Motor eléctrico
56
4.3 SARTA DE VELOCIDAD CON TUBERÍA FLEXIBLE
Una de las mejores aplicaciones de la tubería flexible en la terminación de un pozo, es el empleo
de la T.F. como sarta de velocidad para mejorar el flujo en la tubería de producción en los pozos
productores de gas con agua.
La principal función de los aparejos de producción es reducir el área efectiva de flujo del pozo
sin necesidad de extraer el aparejo de producción, para lograrlo se coloca una T.F. colgada
dentro del aparejo, al obtener un cambio y aumentar la velocidad de los hidrocarburos debido a
la reducción de área efectiva de flujo, ayudando a los pozos en donde la presión de fondo
comienza a declinar.
La sarta de velocidad de la T.F. puede instalarse y recuperarse en pozos activos sin necesidad
de matarlos, reduciendo el riesgo, tiempo y costo del proceso de terminación, así como proveer
beneficios técnicos, económicos y de seguridad.
Para obtener un adecuado uso de la T.F. como sarta de velocidad se requiere la siguiente
información:
Seleccionar el pozo.
Realizar un análisis nodal del comportamiento del pozo.
Seleccionar el diámetro óptimo de la T.F. y la profundidad de instalación.
Determinar el incremento de producción esperado.
La T.F. se posiciona colgada hasta que se alcanza la profundidad final en una barra de
suspensión en superficie, la que proporciona un soporte para el peso de la sarta, y se instalan
sobre el cabezal. Después de montar el colgador en superficie, sarta de T.F., incluyendo el
conector, niple, y tapón, se corre dentro del pozo.
57
Figura 41 Sarta de velocidad, Schlumberger (2010).
4.4 DISPAROS DE PRODUCCIÓN.
Al concluir los trabajos en un pozo, se inicia la operación de disparos para obtener la producción
de hidrocarburos, mediante cargas que perforen la tubería de revestimiento, cemento y
formación para comunicar el pozo con los fluidos del yacimiento.
Seleccionar el correcto sistema de disparos es primordial, dado que de esto depende la
productividad del pozo y la disminución de intervenciones adicionales, lo cual implica altos
costos.
58
Figura 42 Disparos realizados con tubería flexible, Schlumberger (2010).
La tubería flexible es una solución para disparar intervalos productores en pozos altamente
desviados u horizontales, debido a que con los sistemas de línea de acero no han sido capaces
de bajar las pistolas en pozos altamente desviados y profundos.
Adicionalmente, se obtiene una respuesta eficiente en la profundidad del pozo, además se evitan
gastos innecesarios por problemas generados por la geometría del pozo. La mayor ventaja de
esta técnica es que pueden activarse hidráulicamente o eléctricamente dependiendo de las
condiciones de diseño y de la disponibilidad de la T.F.
59
La geometría de los agujeros realizados por las cargas explosivas en la formación establece la
eficiencia del flujo en una zona disparada, algunos factores a considerar son:
Penetración.
Densidad de cargas por metro.
Fase angular entre perforaciones.
Diámetro del agujero.
Densidad de los disparos
La densidad de los disparos está en función del ritmo de producción solicitado, permeabilidad
de la formación y longitud del intervalo disparado. Para pozos con alta producción de aceite y
gas, la densidad de los disparos debe permitir un gasto deseado con una caída de presión
razonable. Generalmente son adecuados 4 disparos por pie de 0.5 pulgadas, siendo satisfactorio
uno o dos disparos por pie para la mayoría de los pozos con baja producción. En los pozos a ser
fracturados, los disparos se planean a fin de permitir la comunicación con todas las zonas
deseadas, en operaciones de arenamientos, generalmente se prefieren 4 disparos por pie de
diámetro grande.
Figura 43 Representación de un disparo en la zona de interés, Schlumberger (2010).
TR Cemento
Daño generado por las
operaciones de perforación
Túnel del disparo
Relleno suelto
60
La sección de tubería normalmente se instala por arriba de la sección media de los disparos y
permite al fluido ser transportado a una mayor velocidad en la sarta.
4.5 SERVICIOS ESPECIALES: SARTA CON EMPAQUE DE GRAVA A
TRAVÉS DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN
La producción de arena en formaciones no consolidadas suele dañar el equipo tubular y las
líneas superficiales. La instalación de una sarta con empaque de grava en la tubería de
producción aumenta la producción de gas y aceite, permitiendo eliminar la producción de arena,
sin tener que modificar la terminación original, reduciendo los costos de operación.
Beneficios y Características:
Sistema barato y confiable.
Rápida instalación.
Seguridad en la colocación de un empaque de grava.
El sello del empacador previene que el empaque de grava sea arrojado fuera del agujero
cuando se presente una velocidad de producción alta.
No se requiere un niple especial u otro aparato de terminación.
Los empacadores proporcionan sello y soporte bidireccional.
La tubería flexible y las herramientas están disponibles con materiales resistentes a la
corrosión.
Para esta terminación se realiza una técnica de lavado, que está constituida en dos fases. La
primera es localizar la grava, en donde la tubería flexible corre en el agujero para transportar el
material del empaque de grava sobre el intervalo a empacar. La segunda fase es instalar el
colador. Después que la arena ha sido colocada sobre el intervalo del empaque de grava, el
colador del empaque de grava incluyendo la boquilla de lavado en la punta, se agregan a la sarta
de la tubería flexible19.
Cerca del colador, una tubería vacía se agrega para separar la cima de las perforaciones hasta el
final de la tubería de producción, donde el empacador se posiciona. La tubería de lavado
instalada dentro del colador habilita la circulación a través de la longitud total de este. Siguiendo
19 S. García & M. Silva, El uso de la tubería flexible en el área de perforación y terminación de pozos (2007),
UNAM, facultad de ingeniería.
61
la tubería ciega, el empacador de doble agarre, TP desconectada, válvulas check, y el conector
de la tubería flexible son agregados a la tubería flexible. Se corre el ensamble completo dentro
del pozo.
Cuando se aproxima al empaque de grava, se inicia el bombeo, y la velocidad de la bomba se
ajusta a una velocidad para hacer fluir en la grava, sin embargo, no es suficiente para circular el
material en la tubería. Mientras se bombea, la tubería flexible desciende lentamente dentro del
empaque de grava hasta la profundidad de colocación para alcanzar al colador. Una vez
alcanzado, se corre la tubería flexible y la sarta se regresa a la superficie junto con la tubería
interna de lavado.
Figura 44 Sarta con empaque de grava.
Agujero
Cemento
T.R.
Empacador
TP
Grava
62
4.6 VENTAJAS EN LA TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS CON
TUBERÍA FLEXIBLE
Los costos de la mayoría de las actividades de terminación de pozos se relacionan con el tiempo
requerido de la operación. La intervención en la vida del pozo con tubería flexible elimina la
necesidad de los procedimientos para las operaciones de matar el pozo. Las operaciones con
T.F. son más rápidas, por lo que algunas veces puede compensar los costos de la operación.
Tabla 5 Ventajas y desventajas del uso de la tubería flexible.
Ventajas Desventajas
Los costos con un equipo temporal de
reparación puede no ser una opción
viable en el tipo de terminación, cuando
es comparada con los costos de T.F.
La profundidad de la sarta de
producción con T.F. está limitada por el
diámetro y peso del carrete, sobre todo
para su transporte a la localización del
pozo.
Puede ser bajada y recuperada mientras
se están circulando los fluidos en el
pozo.
No puede ser definida la vida útil de la
terminación con T.F.
El tiempo realizando operaciones es
menor comparado con los equipos de
tubería por tramos.
Las unidades son móviles y compactas,
empleando cuadrillas de perforación
menos numerosas.
El daño a la formación se minimiza
cuando la terminación o reparación se
realiza sin matar el pozo.
Las terminaciones con diámetros
pequeños, restringen el área de flujo.
Habilidad para efectuar operaciones de
control de pozo, especialmente con el
pozo activo.
Se reduce el número de conexiones,
disminuyendo las posibles fugas y los
requerimientos de pruebas de las juntas.
63
Capítulo 5
64
CAPÍTULO 5
REPARACIÓN DE POZOS CON TUBERÍA FLEXIBLE
El termino reparación (workover en inglés) se refiere a una variedad de operaciones correctivas
realizadas en un pozo para mantener, restaurar o mejorar su producción. Este proceso se lleva a
cabo después de la perforación y la terminación, que en conjunto son operaciones con el objetivo
de comunicar la formación productora con la superficie con el objetivo de optimizar, rehabilitar
o mejorar la productividad de un pozo.
Para realizar una reparación en un pozo se consideran los siguientes parámetros:
1. Disminución de la producción.
2. Deterioro del aparejo de producción.
3. Limpieza del pozo.
4. Incorporación de un intervalo productor.
5. Cambio de intervalo productor.
Para realizar una correcta reparación es importante tener la historia del pozo, para observar las
operaciones que se hicieron durante la perforación y terminación de este, como las
intervenciones realizadas.
Existen dos tipos de reparación y cada una depende de la magnitud del problema que afecte al
pozo.
5.1 REPARACIONES MAYORES
Es una intervención que implica la modificación de las condiciones y/o las características del
yacimiento. Este tipo de operaciones se lleva a cabo ya sea con equipo convencional o equipos
especiales como la de tubería flexible.
Este tipo de operaciones pueden ser las siguientes:
Mejorar la cementación primaria de la TR de explotación.
Fracturas.
Estimulaciones.
Cambio de intervalo por invasión de fluidos no deseados.
Incorporación y/o ampliación de intervalos.
Taponamiento definitivo, entre otras.
65
5.1.1 CEMENTACIONES CON TUBERÍA FLEXIBLE
Debido a la capacidad de bombear el cemento a través de la tubería se puede realizar en una
operación de cementación.
Para realizar esa operación se debe controlar la velocidad del bombeo:
Figura 45 Proceso de cementación, Schlumberger (2012), cementación con tubería flexible.
Se clasifican de acuerdo a los objetivos que se persiguen en:
• Cementación primaria.
• Cementación forzada.
• Tapones de cemento.
Incorrecta
colocación de la
lechada
Velocidad de TF > Velocidad de colocación
de la lechada
Fluído de
empaque
Colocación
eficiente de la
lechada
Velocidad de TF = Velocidad de colocación
lechada
66
Cementación primaria
La cementación primaria es el proceso que consiste en colocar una lechada de cemento, entre la
tubería de revestimiento y la formación expuesta del agujero, asegurando un sello entre ellas.
Figura 46 Cementación primaria.
Para realizar una buena cementación se deben conocer datos geomecánicos del pozo, así como
conseguir sellos hidráulicos en las zonas que se manejan fluidos a presión. Para lograrlo es
necesario desplazar el lodo de perforación que se encuentra en el área a cementar, utilizando
baches de lavado y desplazamiento para colocar el cemento en la posición deseada, intentado
conseguir una buena adherencia sobre las caras de la formación y de la tubería de revestimiento
sin canalizaciones en la capa de cemento y con un llenado completo.
Cemento fraguado sin
canalizaciones
Cemento adherido a la
formación
Cemento adherido a la
tubería
Zona de interés
67
Cementación forzada
Es el proceso que consiste en inyectar cemento a una presión determinada a través de los
disparos o ranuras de la tubería de revestimiento al espacio anular. Esta es una medida correctiva
a una cementación primaria defectuosa.
Figura 47 Equipo para la cementación, Schlumberger (2011), configuración del equipo para cementar.
Los métodos para evaluar la cementación forzada dependen de las condiciones específicas del
pozo, pero las más comunes son:
Prueba de presión en el pozo.
Prueba de influjo.
Características de la producción.
RGA, WOR.
Manifold de
choque
Cemento
Agua
Fuido Desplazante
Punto de muestra
Punto de
Muestra
Punto de muestra
Cemento
Agua
Fluido Desplazante
Manifold de
choque
Punto de muestra
68
Figura 48 Comparación de cementaciones, Schlumberger (2010), comparación entre una mala y buena
cementación.
5.1.2 ESTIMULACIONES
Es el proceso mediante el cual se cambia o se crea un sistema de canales en la roca productora
de un yacimiento para facilitar el flujo de fluidos de la formación al pozo.
Este proceso consiste en la inyección de fluidos a gasto y presión baja que no sobrepasen a la
presión de fractura, para remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la
formación durante las etapas de perforación y terminación del pozo. Dependiendo del tipo de
daño en la roca y la interacción de los fluidos para su remoción, las estimulaciones se pueden
realizar por medio de dos sistemas:
Tabla 6 Tipos de estimulaciones.
Estimulación reactiva Estimulación no reactiva
Ácido Fluorhídrico (HF).
Ácido Acético (2HCH3CO3).
Ácido Fórmico (2HCOOH).
Ácido Clorhídrico (HCL).
Solventes Mutuos.
Solventes aromaticos.
Mala cementación primaria Cementación forzada
69
El motivo de usar la T.F. en la estimulación a pozos, es para colocar directamente en el intervalo
productor el fluido de tratamiento sin eliminar las incrustaciones del aparejo de producción y
evitar bombear los fluidos para estimular el pozo dentro del aparejo de producción.
Figura 49 Estimulación a pozo, Schlumberger (2010), disparos en la zona de interés a través de la tubería
flexible.
Las aplicaciones de la T.F. en este tipo de trabajo son las siguientes:
• Estimulación de limpieza: Se caracteriza por la inyección de pequeños volúmenes de
solución ácida o no ácida de tratamiento a bajo gasto (¼ a 3 BPM) sin rebasar la presión
TF
Cemento
Formación T.R.
Disparos
70
de fractura, usualmente es una limpieza en los disparos y permite restituir la
permeabilidad natural de la formación al remover el daño.
• Estimulación matricial: Al contrario, con la estimulación de limpieza, en esta se inyectan
grandes volúmenes de solución, suficientes para restaurar el daño causado a la matriz de
la formación a bajo gasto (2 a 6 BPM), sin rebasar la presión de fractura, lo que permitirá
una penetración radial del fluido a la matriz atravesando la zona de daño. Su empleo
depende del diámetro de tubería a usar, este tipo de estimulación sirve para incrementar
la permeabilidad natural de la formación al disolver el ácido parte del material calcáreo,
agrandando los poros comunicados de la roca.
• Estimulación selectiva: Se utiliza en pozos donde hay más de un intervalo productor
disparado o en pozos horizontales, proporcionando una mayor cobertura con el uso de
divergentes químicos o mecánicos y con el movimiento de la T.F. al colocar los fluidos
de tratamiento.
Ventajas:
• No se requiere uso de equipo convencional.
• Bajos costos de intervención.
• No es necesario recuperar el aparejo de producción para el tratamiento.
• Eliminar la necesidad de control del pozo con fluido de reparación.
Desventajas:
• Presión de circulación limitada al estar en movimiento la tubería.
• Las presiones y gastos de inyección se limitan por las especificaciones de la sarta de
tubería.
Consideraciones en el diseño de una estimulación con tubería flexible:
• Seleccionar si el pozo se le puede efectuar el tratamiento con T.F.
• Identificar la zona de daño y su origen.
• Efectuar análisis y pruebas de compatibilidad en el laboratorio.
• Seleccionar apropiadamente el fluido de tratamiento.
• Determinar los gastos y presiones de inyección de acuerdo al tipo de tratamiento.
• Determinar el volumen de tratamiento.
71
5.1.3 FRACTURAMIENTO CON TUBERÍA FLEXIBLE
El fracturamiento hidráulico es un proceso de estimulación de pozos, y esta técnica consiste en
fracturar la roca del yacimiento, a través de la inyección de un fluido viscoso a alta presión con
la finalidad de crear un canal de flujo que provee un área adicional de drene.
Una vez que se fractura la roca se debe mantener abierta, inyectando un agente de
apuntalamiento o grabando las paredes de la fractura con un ácido, en cualquier caso, se debe
crear un canal altamente conductivo para el flujo de fluidos entre el yacimiento y el pozo,
mejorando su capacidad productiva, ya sea para incrementar el gasto o para mejorar la
recuperación final.
Figura 50 Proceso de fracturamiento hidráulico.
72
Equipo y herramientas:
• Unidad de Tubería Flexible con Tubería y cabeza inyectora.
• Tubería Flexible.
• Unidad de Bombeo de Fluidos de 10,000 psi.
• Equipo de control de pozo: Preventor combi, stripper de ventana y risers.
• Unidad Inyectora de Nitrógeno de alta presión (10,000 psi).
Figura 51 Equipo para realizar un fracturamiento, Schlumberger (2010), equipo superficial para realizar CoilFrac.
5.2 REPARACIONES MENORES
Es una intervención que tiene como fin corregir fallas en el estado mecánico del pozo y restaurar
u optimizar las condiciones de flujo del yacimiento sin modificar las condiciones de la zona
productora o de inyección. Este tipo de operaciones pueden ser:
• Inducciones.
• Reacondicionamiento de aparejos de producción.
• Limpieza de pozo.
73
5.2.1 INDUCCIONES CON NITRÓGENO USANDO TUBERÍA FLEXIBLE
Las operaciones de inducción se llevan a cabo cuando los hidrocarburos no pueden llegar por la
energía propia del yacimiento a superficie, para lograr que la producción se restablezca se busca
disminuir la presión hidrostática de los hidrocarburos en el yacimiento, permitiendo que los
fluidos puedan subir a superficie, esto se logra por medio del desplazamiento con nitrógeno.
La razón de usar nitrógeno en los pozos petroleros, depende de sus características y propiedades,
como son:
• Es un elemento inerte y elimina los peligros de incendio durante la operación.
• Por su estabilidad e inactividad química, no reacciona con otros fluidos e inhibe la
corrosión de partes metálicas.
• No contamina ni daña la formación.
• Ayuda a reducir el agua contenida en las formaciones, debido a su afinidad con la misma.
• Porque mantiene su estado gaseoso a presiones y temperaturas elevadas.
• Por su alto rendimiento de volumen de gas por volumen de líquido.
Dentro de las consideraciones para el diseño de un trabajo de inducción se toman en cuenta:
Geometría del pozo, nivel de fluidos en el pozo, condiciones de la vida útil del aparejo de
producción, conexiones superficiales, datos del yacimiento, densidad del fluido de control,
presión y temperatura de fondo y las características de la T.F.
La finalidad de las operaciones de inducción es aligerar la carga generada por los fluidos dentro
del pozo mediante el desplazamiento con nitrógeno, esto genera una presión diferencial en el
intervalo de interés.
74
Figura 52 Equipo para realizar una estimulación con tubería flexible, Schlumberger (2010).
Los equipos y herramientas que se utilizan para la inducción son:
• Equipo de tubería flexible.
• Unidad de bombeo del equipo de tubería flexible.
• Herramientas de fondo.
• Unidad inyectora de nitrógeno.
• Tanques criogénicos.
Existen diferentes métodos para inducir un pozo con tubería flexible y estos pueden ser:
• Inyección continúa.
• Inyección intermitente.
75
5.2.1.1 INYECCIÓN CONTINÚA
Es el método más efectivo para una inducción y consiste en bajar la tubería flexible con
circulación continua de nitrógeno con una velocidad y un gasto constante de acuerdo al diámetro
de la tubería que se va a utilizar.
Se empieza a inducir el pozo cuando la punta de la tubería está por debajo del nivel del fluido y
se continúa bombeando hasta la profundidad deseada. En esta zona se incrementa el gasto
máximo permisible considerando la presión máxima de trabajo de la tubería a utilizar.
Figura 53 Inducción con nitrógeno, Schlumberger (2012), inducción con nitrógeno a un pozo petrolero.
76
5.2.1.2 INYECCIÓN INTERMITENTE
Al contrario de la inyección continua, en este no se inyecta nitrógeno hasta que se alcance la
profundidad determinada. En este punto la presión de inyección debe ser mayor que la presión
hidrostática de la columna del fluido que contiene el pozo.
El volumen de nitrógeno que se debe inyectar debe ser igual al volumen total del pozo,
multiplicado por el factor de volumen, en función de la geometría del pozo, tipo de fluido por
desplazar y de las condiciones de operación: gastos, presiones de inyección, velocidad de
introducción y extracción de la T.F.
5.2.2 PESCA CON TUBERÍA FLEXIBLE
En la industria petrolera se necesita extraer cualquier elemento que se quede en el pozo e impide
la ejecución de operaciones posteriores, a eso se le conoce como operación de pesca, estos
elementos deben ser removidos del pozo mediante la operación llamada pesca para poder
continuar con las operaciones, considerando que todos los equipos pueden fallar, atascarse,
necesitar remplazo o su extracción del pozo.
Las operaciones de pesca pueden ser necesarias en cualquier momento de la vida productiva del
pozo. El atascamiento puede producirse durante la perforación, el desarrollo de operaciones de
prueba, adquisición de registros, durante la terminación a la hora de realizar los disparos,
fijación de empacadores, o para el proceso de mantenimiento o recuperación de equipos del
fondo del pozo.
No obstante, la capacidad de jalón que se le puede aplicar a la tubería flexible es mayor en
comparación con la línea de acero o con cable, por eso suele emplearse con mayor frecuencia
para realizar la operación de pesca en la industria petrolera.
Existen diversos factores que dan lugar al atrapamiento de herramientas como son:
• Hinchamiento de arcillas.
• Pegamiento por presión diferencial.
• Se atasca la barrena y estabilizadores.
• Ojo de llave.
• Derrumbes.
• Pozo reducido por desgaste de calibre de la barrena.
• Caída de partes de herramientas.
77
Herramientas de pesca:
Vibradores de fondo: Es muy efectivo para remover equipos o herramientas en pozos con
una alta desviación o pozos horizontales.
Herramientas de pesca hidráulicas: Al emplear herramientas con la tubería flexible, se debe
considerar que no se puede rotar la tubería, por lo tanto, si el pescado no ha sido recuperado
después de asegurarse se debe activar un desconector hidráulico ubicado en la parte superior
de la herramienta, lo cual deja herramientas en el pozo, para evitar esto al trabajar con tubería
flexible se recomienda correr arpones hidráulicos antes de utilizar equipo convencional.
Liberador hidráulico de arpones: Se utiliza para atrapar el pescado por el diámetro exterior
y el arpón se usa para engancharlos por la parte del diámetro interior.
Snipperovershot: Se utiliza para remover la sección dañada de la tubería flexible y extraerla
del pozo.
Removedores y recuperadores: Se emplea un martillo de impacto para triturar las
obstrucciones de terminación como válvulas, estas operaciones se realizan comúnmente con
tubería flexible.
Perforación con impacto: Se utiliza para perforar grandes paquetes de arena y cemento
removiendo depósitos y escombros del fondo del pozo.
Corte de tubería: Por mucho tiempo se han utilizado explosivos, o químicos para cortar
tubería en pozos de diámetro reducido.
Cortadores DB: Es mucho más segura que utilizar químicos o explosivos, ya que es activada
por medio de un sistema de presión hidráulico y fuerza mecánica, en donde a través de
cuchillas de corte diseñadas para cortar diferentes metales en el fondo del pozo realiza
diversas operaciones. Al utilizar tubería flexible con esta herramienta para desplazarla es
difícil mantener las cuchillas en una posición fija debido a que la tubería puede moverse
debido al accionar las bombas o incrementar el gasto de bombeo.
Molinos: La tubería flexible se utiliza para moler diferentes materiales como metales,
cementos, incrustaciones entre otros que se consideran basura dentro del pozo.
78
5.2.3 LIMPIEZA DE POZOS.
Durante la etapa de terminación es importante realizar el lavado del pozo, con el objetivo de
evitar la depositación de sólidos en el interior de la tubería y el intervalo productor, ya que si no
se hace se ocasiona una disminución en la permeabilidad del intervalo.
Esta técnica consiste en desplazar las partículas generadas por la producción de hidrocarburos
que se depositan dentro de la tubería obturando el área de flujo. Si los sólidos no se remueven
se puede taponar los poros y canales de la formación productora durante los disparos, causando
una disminución en la permeabilidad y a su vez de la producción.
A través de diversos estudios se ha comprobado que cuando se presentan cambios de
temperatura, presión y composición química del aceite crean desequilibrio y una precipitación
de sustancias asfálticas y parafínicas dentro de la tubería, de forma parcial o total.
Se utiliza con mucha frecuencia la tubería flexible para limpiar los pozos, debido a su capacidad
de bombeo sin interrupción, además de ahorrar el tiempo de conexión, permitiendo lavar
arenamientos, lodo y depósitos de parafinas en el interior de la tubería de producción.
Se puede combinar la T.F con herramientas para hacer diversas actividades de limpieza, como
rascado, lavado, rotado, etc., cuidando en todo momento las condiciones mecánicas de la T.F.
Figura 54 Distribución de partículas y limpieza a un pozo, Schlumberger (2010), proceso de movimiento de las
partículas a través de una limpieza al pozo.
79
El asentamiento de las partículas se divide en tres categorías:
• Partículas muy finas.
• Partículas no consolidadas.
• Partículas consolidadas.
Estos asentamientos pueden ser removidos a través de los siguientes métodos:
• Mecánicos.
• Químicos.
• A chorro (jet).
Cada uno de estos métodos se caracteriza por su bajo costo del equipo a emplear, tiempos de
operación, ocupan poco espacio, transporte rápido de equipo y pueden ser operados en diámetros
reducidos.
Figura 55 Limpieza de sólidos con tubería flexible, Schlumberger (2010), limpieza en pozos para remover
asentamiento de sólidos empleando tubería flexible.
80
• Tratamientos a chorro.
El uso de la tubería flexible en la remoción de asentamientos en los pozos es muy recomendado,
por dejar circular fluidos a través de su interior mientras se va atravesando en el material con un
impacto hidráulico determinado.
Las partículas del asentamiento se incorporan al fluido y transportan a superficie a través del
espacio anular entre la T.F. y las tuberías del pozo. Sin embargo, se requiere que la velocidad
anular del fluido sea mayor a la velocidad de asentamiento de las partículas.
Se recomienda emplear un equipo de T.F., con un diámetro que la tubería de producción lo
permita, con la ventaja de un mayor gasto de bombeo, presión y tensión.
Figura 56 Equipo para realizar una limpieza a un pozo, Schlumberger (2010), componentes necesarios para la
limpieza de un pozo.
81
• Tratamientos químicos.
Son efectivos solo cuando los depósitos son solubles en fluidos como solventes y formulaciones
ácidas. Además, el impacto creado por la acción de chorro de los fluidos a la salida de la tubería
disuelve los depósitos que aún permanecen.
• Tratamiento mecánico.
Se usan herramientas como molinos, barrenas y herramientas de impacto, para remover los
materiales que presentan mayor resistencia a los métodos de limpieza.
Selección de los fluidos para el tratamiento de limpieza.
La presión del yacimiento es la consideración más importante cuando se determina y plantea un
trabajo de limpieza de asentamientos, se diseña el bombeo para proporcionar un sistema de
circulación capaz de transportar las partículas de material a superficie.
Es importante hacer un programa adecuado de lavado del pozo, así como seleccionar un sistema
de fluido correcto, que sea capaz de tener balanceada la presión del fondo del pozo y proveer un
desplazamiento de pistón para la remoción de los sólidos.
Tipos de fluidos utilizados en la limpieza con T.F. son:
Agua/Salmueras.
• Generalmente de bajo costo.
• Fácil de manejar, se puede reutilizar con buenas características de bombeo.
• Posibles problemas de compatibilidad con la formación.
Diésel.
• Presenta una baja densidad.
• Suele ser más compatible con la formación.
• Dificultades de manejo, no se puede recircular.
Fluidos gelificados.
• Son fluidos base agua o aceite.
• Mejoran el acarreo y suspensión de la partícula.
• Es afectado por las condiciones del pozo (Fluidos y Temperatura).
82
Espuma.
• Tienen buena capacidad de acarreo y suspensión de partículas.
• Poca capacidad de jetting (bombear a chorro).
• Equipo, logística y operación de bombeo compleja.
Nitrógeno.
• Aplicaciones limitadas en pozos de baja presión.
• Se requiere de velocidades altas para acarrear la partícula.
Una vez que se establece la circulación en el programa de lavado, el fluido lavador se bombea
hacia abajo por la T.F. a presión necesaria a fin de vencer las pérdidas de presión por fricción,
conforme el volumen del fluido lavador sale de la T.F., disminuye la presión hidrostática en el
espacio anular y reduce la presión por fricción permitiendo que el gas en el fluido lavador se
expanda.
Aplicación de limpieza en pozos desviados:
Durante la operación de remoción de depósitos, el material puede asentarse rápidamente en la
parte baja del pozo donde empieza la desviación del pozo, haciendo difícil restablecer el acarreo
de partículas.
Algunas veces, la velocidad de los fluidos puede permitir el acarreo de los sedimentos en una
sección horizontal, pero puede ser insuficiente en la zona donde inicia la desviación hacia la
vertical del pozo. Debido a los efectos gravitacionales se ocasiona la acumulación y formación
de incrustaciones, en especial en inclinaciones de 30 a 60° y en pozos con desviación mayor a
60°, las partículas tienden a asentarse en la pared de la tubería.
83
Figura 57 Trabajo de limpieza con tubería flexible en pozos desviados, para remover las dunas formadas por
asentamiento de partículas y alojadas por deslizamiento tubular.
Consideraciones de diseño:
• Geometría del pozo: Profundidad de tuberías de producción y T.R’s, desviación, niples
o restricciones.
• Densidad de los disparos.
• Características de los fluidos: Tipo, densidad, pérdidas.
Parámetros del yacimiento:
• Temperatura y presión.
• Porosidad y permeabilidad.
• Sensibilidad de la formación.
• Contactos de los fluidos gas-aceite, agua-aceite.
Datos de producción:
• Registros de producción.
• Producción acumulada.
Características del asentamiento:
• Tamaño y geometría de la partícula.
• Densidad.
• Solubilidad.
• Volumen estimado de los sedimentos.
Acumulación de solidos formados por las
partículas caídas del fluido y deslizadas hacia
abajo.
Material de
relleno.
84
• Tamaño de la partícula y densidad.
La velocidad del asentamiento de la partícula se determina usando el tamaño y la densidad de
la misma, características del fluido y geometría de la sarta de trabajo. Con el conocimiento de
la velocidad de asentamiento se compara con la velocidad mínima anular para asegurar un
eficiente barrido de las partículas.
Figura 58 Fuerzas que intervienen en el asentamiento de una partícula de sólidos, Schlumberger (2012), fuerzas
que influyen en el transporte de sólidos en un pozo.
85
Capítulo 6
86
CAPÍTULO 6
AVANCES TECNOLÓGICOS EN LA TUBERÍA FLEXIBLE
En los últimos años se han registrado avances significativos en lo que respecta a materiales y
fabricación de unidades de tubería flexible (CT, por sus siglas en inglés). La disponibilidad de
aceros libres de defectos con límites elásticos cada vez más altos y aleaciones resistentes a la
corrosión, y las mejoras introducidas en el fresado de los tubos, tales como secciones planas
más largas, soldaduras en diagonal y diámetros de tubería más grandes, actuaron como factores
esenciales en la expansión del uso de la tecnología de tubería flexible. Sin embargo, incluso en
el desarrollo de operaciones normales, la tubería flexible está sujeta a flexiones cíclicas y
esfuerzos que exceden el límite elástico, como mínimo seis veces, en cada viaje de entrada y
salida del pozo.
El trabajo sin precedentes llevado a cabo por Schlumberger y el Dr. Steve Tipton, en la
Universidad de Tulsa, Oklahoma, EUA, en 1989 y 1990, se centró un una investigación con un
nivel de detalle nunca antes hecho acerca de las propiedades singulares y las exigencias
mecánicas que caracterizan a las unidades de tubería flexible.20
Este trabajo en gran escala y el subsiguiente Proyecto Industrial Conjunto (JIP, por sus siglas
en inglés) sobre fatiga por flexión, iniciado en el año 1994, aportó un mayor conocimiento de
las fallas de las tuberías flexibles.
El Dr. Tipton observó las respuestas mecánicas sorprendentes a la fatiga de ciclo ultra-bajo,
incluyendo el aumento y alargamiento permanentes del diámetro, bajo presiones y cargas axiales
consideradas inocuas para la tubería enroscada convencional.
20 Actualización de la tecnología de tubería flexible, Schlumberger (2004), OilfieldReview, I, 1-78.
87
Figura 59 Cargas axiales en tubería, Schlumberger (2004), actualización de la tecnología de tubería flexible
Oilfield Review.
No se puede exagerar la importancia de esta investigación en lo que respecta a la promoción de
la utilización generalizada de la tecnología de tubería flexible en los últimos 15 años, ya que
resultó clave en la revolución que experimentó esta tecnología en la década de 1990 y condujo
a la implementación de los programas de diseño y de los sistemas de vigilancia rutinaria de la
integridad de la tubería flexible que utilizamos en la actualidad.
El desarrollo continúa en varios frentes, orientados en su mayor parte al mejoramiento de la
seguridad, la confiabilidad y la eficacia de las operaciones con tubería flexible. Muchos centros
de entrenamiento ahora incluyen simuladores de unidades TF en gran escala. Los programas de
computación provocan la interrupción automática de las operaciones TF en el campo cuando
los parámetros exceden los límites de trabajo seguros. Los nuevos diseños de los equipos
reducen los peligros asociados con la movilización y permiten importantes ahorros de tiempo,
disminuyendo significativamente la cantidad de pasos necesarios para el montaje.
En el Instituto Americano del Petróleo (API, por sus siglas en inglés), continúan las gestiones
para el desarrollo de normas de fabricación, verificación y operaciones TF. En conjunto con
otros grupos de trabajo del API enfocados en el tema de la tecnología de tubería flexible, un
Grupo de Tareas sobre Control en Operaciones de Intervención de Pozos, presidido por Alex
Sas-Jaworsky, está preparando una Práctica Recomendada (PR) por el API sobre “Sistemas de
Equipos de Control de Pozos con Tubería Flexible” para complementar la PR actual sobre
“Operaciones con Tubería Flexible.” El extenso Proyecto Industrial Conjunto de la Universidad
88
de Tulsa fue ampliado para incluir la influencia de las fallas y técnicas de superficie a fin de
determinar qué significan las señales de las inspecciones en tiempo real en un ambiente
operacional. Schlumberger, por ejemplo, introdujo recientemente el sistema en tiempo real TF
InSpec*, un nuevo dispositivo ultrasónico que mide el espesor de la pared de la tubería flexible.
Además, se están realizando trabajos para combinar esta nueva tecnología de inspección con las
mediciones de pérdida de flujo magnético existentes a fin de detectar fallas en la tubería flexible.
En otro esfuerzo de investigación, el Dr. SubhashShah de la Universidad de Oklahoma en
Norman, está promoviendo nuestro conocimiento de las operaciones del mundo real a través de
la implementación de pruebas y modelos en gran escala destinados a predecir la caída de presión
cuando un tramo significativo de tubería flexible se encuentra en el carrete mientras el resto está
extendido en el pozo. Dado que las operaciones de fracturamiento hidráulico efectuadas con
tubería flexible constituyen una de las aplicaciones con unidades TF de más rápido crecimiento,
es esencial conocer la física asociada para poder predecir los problemas antes de que ocurran.
Este estudio se ha expandido para incluir las fuerzas y los efectos que tienen lugar dentro de la
tubería flexible enrollada cuando se bombean fluidos cargados de apuntalante.21
No obstante, las mejoras introducidas en los programas de diseño y en las operaciones de
vigilancia rutinaria en tiempo real, las tuberías flexibles aún exhiben fallas; y no se han olvidado
por completo los problemas asociados con las primeras sartas y los primeros equipos de tubería
flexible. Los primitivos usuarios hablan de la utilización de martillos de bola para sellar los
agujeros de los pernos en las columnas de tubería de producción continúa hechas con secciones
de tubos soldadas de extremo a extremo. Sin embargo, con el mejoramiento de las
comunicaciones, más personas de campos petroleros ahora se sienten cómodas ante el hecho de
contar con unidades TF en sus pozos.
A pesar de las fallas previas, las innovaciones técnicas continúan al igual que la necesidad de
comunicar los nuevos desarrollos. La Asociación Internacional de Tecnología de Tubería
Flexible (ICoTA, por sus siglas en inglés), formada en 1994, aborda temas clave relacionados
con la tecnología de tubería flexible y disemina la información técnica asociada en conferencias
21Actualización de la tecnología de tubería flexible, Schlumberger (2004), Oilfield Review, I, 1-78.
89
patrocinadas en forma conjunta por la Sociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE, por sus siglas
en inglés) de Estados Unidos y de Europa. 22
Provistos de nuevos conocimientos, los ingenieros han expandido la aplicación de la tecnología
de tubería flexible a operaciones que anteriormente eran de dominio exclusivo de los equipos
de reparación y perforación de pozos convencionales. Considerando la gran cantidad de
unidades de tubería flexible que operan actualmente, y existiendo más unidades en marcha, la
revolución que comenzó en la década de 1990 se sigue fortaleciendo.
6.1 OPERACIONES Y APLICACIONES DE LA TUBERÍA FLEXIBLE CON
CABLE
6.1.1 COMPONENTES DE LA TUBERÍA FLEXIBLE CON CABLE
Figura 60 Tubería flexible con cable, Schlumberger (2010), curso de tubería flexible, Oilfield Review, x, x.
22Curso de tubería flexible, Schlumberger (2010), Oilfield review, x, x.
90
6.1.2 FUNCIONES DE LA TUBERÍA CON CABLE
La TF con cable provee las siguientes funciones:
• Potencia eléctrica para las herramientas de fondo o los sistemas.
• Información desde las herramientas de fondo.
• Capacidad de circulación/inyección continúa de fluido.
• Movimiento continúo y controlado (arriba y abajo).
• Rigidez y fortaleza para la aplicación de fuerza.
• Operación en pozo vivo (bajo balance).
6.1.3 APLICACIONES DE LA TUBERÍA CON CABLE
6.1.3.1 REGISTROS (CORRIDA DE HERRAMIENTAS DE REGISTROS)
• En pozos desviados y horizontales.
• Pozos con alta relación de flujo.
• Registro mientras se bombea.
• Levantamiento de pozos no fluyentes o enfriamiento de pozos geotermales.
6.1.3.2 DISPAROS
Se puede utilizar en pozos desviados o pozos en producción para la adquisición de datos y
monitoreo de fondo:
• Soporte de Perforación con TF.
• Monitoreo/y Recolección de Presión de fondo-BHP y temperatura de fondo-BHT
mientras se bombea fluidos.
• Aplicaciones avanzadas- pruebas de pozos selectivas.
6.1.4 DISPAROS A TRAVÉS DE TUBERÍA CON CABLE
Como alternativa a la tubería, wireline o las unidades de snubbing, la TF provee varias ventajas:
• Operaciones eficientes y seguras en pozo activo.
• Habilidad para circulación continúa antes y después de la operación de disparos,
levantamiento del pozo con nitrógeno.
• El cable permite control de la profundidad, correlación con especificaciones conocidas
de la formación (tubería o unidades de snubbing no pueden tener cables internos).
• SAFE* sistema desarrollado para conexión de artefactos explosivos.
91
6.1.4.1 TF CON CABLE – SOPORTE DE PERFORACIÓN
Sistemas de Perforación:
• Steering, monitoreo y control:
– Angulo de la cara de la herramienta.
– Desviación y azimut.
• Fuerza (Monitoreo del peso sobre la herramienta-WOB):
– Optimiza la relacion de penetración.
• Presión y Temperatura:
– Esencial en perforación Bajo Balance.
• Datos Geológicos:
– Registros.
– Densidad-neutron.
6.1.4.2 TF CON CABLE– MONITOREO DE TRATAMIENTOS
Monitoreo de Tratamientos:
• Presión y Temperatura de fondo:
– Permite control preciso de tratamientos críticos.
• Herramientas/equipos:
– Presión diferencial aplicadas a empaques.
• Fuerza/Movimiento:
– Monitoreo de fuerzas aplicadas y resultados generados para equipo de
terminación como las camisas corredisas.
6.1.4.3 EQUIPO PARA TF CON CABLE
• Equipo de Superficie:
– Contenedor de Presión.
– Colector para el carrete.
– Carrete de TF con cable instalado.
92
• Herramientas de fondo y equipo:
– Conector.
– Válvula Check.
– Retenedor del Cable.
– Liberador Mecánico (MCD).
• Equipo Adicional:
– Sistema de instalación del cable.
– Sistema de instalación de la herramienta en pozo.
6.1.4.4 CONTENEDOR DE PRESIÓN-PRESSURE BULKHEAD Y COLECTOR DEL
CARRETE
Funciones del pressure bulkhead:
• Conexión eléctrica para el cable en superficie.
• Mantener la integridad de presión en el carrete.
Función del Colector del Carrete:
• Conexión eléctrica entre el cable en el carrete rotacional y el equipo de monitoreo en
superficie-Wireline.
6.1.4.5 CABLES PARA APLICACIONES DE TF CON CABLE
Selección del cable basado en:
• Especificaciones mecánicas:
– Resistencia de tensión, temperatura, compatibilidad con el fluido.
• Especificaciones Eléctricas:
– Número de conductores, voltaje y capacidad de corriente.
• Especificaciones en la información:
– Dependiente de la aplicación de la herramienta.
• Opciones Principales:
– Monocable, coaxial o heptacable.
• Consideraciones de TF con cable:
– Movimiento del cable en la tubería.
93
Construcción del cable.
Figura 61 Construcción del cable, Schlumberger (2010), curso de tubería flexible, Oilfield Review, x, x
6.1.5 INSTALACIÓN DEL CABLE
La instalación del cable forma parte de costo de ensamblaje de TF con cable, varias técnicas de
instalación se han desarrollado:
Instalación en pozo.
Instalación horizontal.
Instalación durante el armado de la tubería.
Inyección del cable (2 métodos).
Aislamiento
exterior
Aislamiento
interior
conductor Coraza
interior
Coraza
exterior
conductor
Aislamiento
exterior
Aislamiento
interior Coraza
interior
Coraza
exterior
Coraza
exterior
Coraza
exterior
Coraza
interior
Coraza
interior
conductor
conductor
Forro
Aislamiento
exterior
Revestimiento
de plástico Aislamiento
interior
Aislamiento
exterior
94
Figura 62 Carrete, Schlumberger (2010), curso de tubería flexible, Oilfield Review, x, x.
6.1.5.1 MANTENIMIENTO DEL CABLE
Para asegurar la efectividad del servicio se deben considerar varios puntos clave:
• Manejo del Cable: Se requiere tener en cuenta la diferencia entre el cable en el carrete y
fuera del carrete.
• Fluido residual en el carrete: El almacenamiento del carrete de cable con fluido puede
generar puntos de corrosión y falla en el cable.
• Migración del fluido: Cables conductores (abiertos) expuestos a presión pueden
experimentar migración del fluido entre el conductor y el aislante.
• Condición del cable: Se debe revisar en forma regular y confirmar algunas fallas
eléctricas que normalmente ocurren cuando se aplica presión.
Medición de Profundidad/Correlación:
Todas las operaciones convencionales con cable dependen de la exactitud de la medición a la
profundidad o correlación para la generación de registros en forma confiable.
6.1.6 APLICACIÓN DE TUBERÍA FLEXIBLE CON CABLE
• Medición de la profundidad basada en la unidad de registro y el sistema de adquisición
de datos cuando sea requerido.
• Correlación de datos con registros previos con cable o adquiridos durante la perforación.
• Correlación a un punto de referencia del pozo, referente a la terminación o perfil de la
tubería.
95
6.1.6.1 SISTEMA DE ARMADO DE LA HERRAMIENTA EN POZO –
DEPLOYMENT
Funciones:
• Permitir el manejo seguro de herramientas largas.
• Reducción de la exposición del personal a cargas suspendidas.
Componentes principales:
• Quick latch.
• Ventana lateral para armado.
• BOP anular.
• Armado de la herramienta de fondo (barras).
Componentes del sistema de armado de herramientas en pozo (deployment).
Figura 63 Componentes del sistema de armado de herramientas en pozo –deployment, Schlumberger (2010),
curso de tubería flexible, Oilfield Review, x, x.
Válvulas
Preventores
Stripper
Riser
96
6.1.6.2 HERRAMIENTA DE FONDO DE POZO PARA TUBERÍA FLEXIBLE CON
CABLE
Herramienta integral que provee las funciones de fondo necesarias en una corta longitud.
Funciones:
• Conector de la TF: Conexión mecánica de la herramienta a la TF.
• Válvula Check: Sistema de control de presión en fondo, permite circulación, pero no
retorno.
• Soporte del Cable: Asegura la parte inferior del cable.
• Liberador Mecánico (MCD).
• Conector eléctrico.
6.2 OPERACIONES DE TUBERÍA FLEXIBLE CON CABLE ELÉCTRICO
6.2.1 REGISTROS CON TUBERÍA FLEXIBLE
Ventajas:
• Capacidad de bombear fluidos mientras se registra.
• Mayor alcance y eficiencia para registros en pozos desviados.
• Protección del cable en condiciones extremas.
• Capacidad de realizar el registro en forma ascendente o descendente.
• Aplicación en todas las herramientas de registros.
6.2.2 DISPAROS CON TUBERÍA FLEXIBLE
Ventajas:
• Optimización de tiempos de terminación con servicios integrados: inducción + disparos
+ inducción.
• Disparos bajo balance y sobre balance.
• Capacidad de circular antes y después de los disparos.
• Mayor alcance en pozos horizontales o de alta desviación, fluidos de alta densidad, y
pozos con producción de alto gasto.
6.2.3 PERFORACIÓN CON TUBERÍA FLEXIBLE
Ventajas:
• Orientador Eléctrico: Permite la orientación del ensamblaje de fondo durante la
perforación.
• MWD – LWD: Capacita la transferencia y registro de información en tiempo real.
• Bombeo de fluidos nitrogenados.
97
• Perforación bajo balance o sobre balance.
6.2.4 EQUIPOS Y HERRAMIENTAS
• Pressure Bulkhead.
• Colector.
• Cable Eléctrico.
• Cabeza de TF con Cable Eléctrico.
• Sistema de Comunicación.
• Carrete Desmontable.
Figura 64 Equipos y herramientas, Schlumberger (2010), curso de tubería flexible, Oilfield Review, x, x.
6.2.4.1 PRESSURE BULKHEAD
Proporciona un sello del Cable Eléctrico en el Carrete de TF contra la presión de los fluidos
bombeados a través de la TF.
Capacita la comunicación eléctrica con la Unidad de Registros a través del Pressure Bulkhead.
Cabeza de Registro con TF
Herramientas de Registro
TF
con cable interno
Pressure
Bulkhead Colector
Unidad de Registros
Sistema de
Despliegue
98
Figura 65 PressureBulkhead, Schlumberger (2006), tubería flexible métodos innovadores de intervención de
pozos, Sitio web: https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish06/spr06/p30_45.pdf
6.2.4.2 COLECTOR
Permite la conexión eléctrica y la comunicación entre el Cable Eléctrico de la TF y la Unidad
de Registros.
Figura 66 Colector, Schlumberger (2006), tubería flexible métodos innovadores de intervención de
pozos, Sitio web: https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish06/spr06/p30_45.pdf
Cable Eléctrico
Tubería Flexible
Pressure
bulkhead
Válvula de
Aislamiento
Colector
Eje del Carrete
Swivel del
Carrete
99
6.2.4.3 CABLE ELÉCTRICO
Fundamentos:
• Especificaciones Mecánicas: Resistencia a la Tensión, Temperatura, Compatibilidad de
Fluidos.
• Especificaciones Eléctricas: Número de Conductores, Voltaje y Capacidad de Corriente.
• Opciones:
– Monocable es para Operaciones en Agujero Entubado.
– Heptacable es para Operaciones en Agujero Descubierto.
6.2.4.4 CARRETE DESMONTABLE
Ventajas:
• Mayor flexibilidad en el izado de equipos en plataformas marinas.
• Componentes separados: Carrete y estructura.
• Optimiza los diámetros y longitudes de la tubería en una operación.
• Permite rápido intercambio de tuberías, facilitando una respuesta adecuada a las
necesidades del cliente.
Figura 67 Sistema de comunicación, Schlumberger (2004), actualización de la tecnología de tubería flexible,
OilfieldReview, I, 1-78.
Cabina de control
Laptop
Camión de lodo
Camión de
registros
100
6.2.5 DISPAROS BAJO BALANCE
Fundamentos:
• Presión de fondo < Presión de Yacimiento en el momento de disparar el intervalo de
interés.
• Limpieza del ducto de los disparos ocurre en los primeros 10 mseg.
• Menor presión diferencial a través de los disparos contribuye a mejorar la producción.
• La operación óptima bajo balance es función de la permeabilidad, porosidad y litología
de la formación.
Registros plt / wfl
Objetivos:
• Determinar las condiciones de flujo en el intervalo productor.
• Reducción de los tiempos en la terminación a través de servicios integrados: Estático +
Inducción + PLT.
• Capacidad de producir el pozo a diferentes gastos mientras se registra.
Figura 68 Registros plt / wfl, Schlumberger (2010), curso de tubería flexible, Oilfield Review, x, x.
Flujo de agua
Flujo de gas
101
6.3 TUBERIÁ FLEXIBLE CON FIBRA ÓPTICA
Temperatura de fondo de pozo obtenida con fibra óptica.
Envía un pulso de luz a través de un filamento de fibra óptica que se baja al pozo y se obtiene
el perfil de temperatura del pozo. Hoy en día, esto constituye tanto la promesa como la realidad
de la tecnología de medición de la distribución de la temperatura en el campo petrolero. Los
usos de estos datos están posicionando la tecnología de fibra óptica a la vanguardia de los
métodos de monitoreo y diagnóstico de la producción.
Mediante el proceso DTS se logra realizar la medición de temperatura por medio de fibra óptica.
Figura 69 Tubería flexible con fibra óptica, Schlumberger (2004), actualización de la tecnología de tubería
flexible, Oilfield Review, I, 1-78.
Proceso DTS: El sistema láser DTS emite estallidos de luz a lo largo de la fibra óptica. Parte de
esa luz regresa en forma de retro-dispersión. La luz dispersa de retorno se separa de los pulsos
incidentes y se filtra en longitudes de onda discretas. Dado que la velocidad de la luz es
constante, se puede generar un registro de la luz dispersa de retorno por cada metro de fibra.
102
Figura 70 Fibra óptica.
En su forma más básica, un sistema DTS comprende un filamento de fibra óptica, una fuente de
luz láser, un divisor óptico, una unidad de procesamiento de señales opto electrónicas y una
consola de visualización (arriba). El filamento de fibra óptica se encuentra alojado
efectivamente dentro de un tubo de protección o conductor. Un filamento es delgado como un
cabello mide, tan sólo unos 100 micrones y posee un núcleo central de vidrio silíceo, de
aproximadamente 5 a 50 micrones de diámetro.
El núcleo se encuentra rodeado por una capa externa de sílice, que se conoce como
recubrimiento. La composición silícea del recubrimiento mejora con el agregado de otros
materiales tales como el germanio o el flúor para modificar su índice de refracción y las
propiedades de dispersión de la luz. Un rayo láser envía pulsos de luz de 10 ns (un intervalo
equivalente a casi 1 m) por el filamento de la fibra. A medida que cada pulso de entrada viaja a
través del filamento, la luz se refleja a lo largo del límite existente entre el núcleo de la fibra y
su revestimiento mediante un fenómeno conocido como reflexión interna total. El núcleo posee
un índice de refracción más elevado que el revestimiento mejorado, y la luz que se desvía de la
línea central del núcleo finalmente choca con el límite existente entre el núcleo y el
revestimiento formando un ángulo que guía el haz de luz nuevamente hacia el centro.
103
No obstante, una fracción de esa luz se dispersa a medida que el pulso viaja por la fibra. La luz
puede dispersarse mediante fluctuaciones de la densidad o por variaciones composicionales
mínimas del vidrio a través de un proceso conocido como dispersión Rayleigh o mediante
vibraciones acústicas que modifican el índice de refracción de la fibra óptica lo que se conoce
como dispersión Brillouin.
Figura 71 Gráfica de profundidad vs temperatura, Schlumberger (2004), actualización de la tecnología de tubería
flexible, Oilfield Review, I, 1-78.
Desviaciones respecto del gradiente geotérmico. El gas reside en un yacimiento a una
temperatura que corresponde a la del gradiente geotérmico local (línea de guiones verdes). En
un pozo típico que produce por flujo natural, el gas se enfría cuando se expande en el punto de
ingreso en el pozo, en respuesta al efecto Joule-Thomson. Luego, el gas fluye hacia la superficie
intercambiando calor con su entorno por el proceso de conducción a través de la tubería de
revestimiento (perdiendo calor si la temperatura del gas es superior a la del gradiente geotérmico
y absorbiendo calor si su temperatura es inferior a la de dicho gradiente).
104
El perfil de temperatura resultante es una función de la relación de flujo y el fluido, y de las
propiedades térmicas del pozo y formación. Este proceso continúa a medida que el gas fluye
hacia la superficie, hasta que la curva de temperatura finalmente se vuelve paralela al gradiente
geotérmico.23
Ventajas de la fibra óptica:
• No hay necesidad de equipo electrónico en fondo.
• Reduce costo de BHA.
• Instalación menos intrusiva que cable.
• Mantenimiento simplificado.
• Seguridad en locación.
Implementación Física:
• Portador de fibras.
• Fibras ópticas.
• Pressure Bulkhead.
• Terminación de fondo.
• Junta rotativa.
Figura 72 Diagrama de tubería flexible con fibra óptica, Schlumberger (2004), actualización de la tecnología de
tubería flexible, Oilfield Review, I, 1-78.
23Actualización de la tecnología de tubería flexible, Schlumberger (2004), OilfieldReview, I, 1-78.
Tubería Flexible
Fibra
Portador de fibras
105
Mediciones con fibra óptica:
Figura 73 Perfil geotérmico, Schlumberger (2004), actualización de la tecnología de tubería flexible,
OilfieldReview, I, 1-78
Desarrollado e implementado hasta el momento:
• Paquete de instalación.
• Técnica de instalación.
• Mediciones iniciales: PTD, presión puntual & temperatura puntual.
Aplicaciones corrientes:
• PTD Convencional.
• Análisis de estimulaciones.
• Optimización de estimulaciones.
• Inducciones optimizadas.
106
Países en donde se ocupa la tubería flexible con fibra óptica:
Figura 74 Mapa de Pruebas de campo, Schlumberger (2004), actualización de la tecnología de tubería flexible,
Oilfield Review, I, 1-78.
107
Tabla 7 Ventajas en los avances tecnológicos de la tubería flexible.
Ventajas
Toma de Registros Disparos a pozo
TF con cable.
• En pozos desviados y
horizontales.
• Pozos con alta tasa de flujo.
• Registro mientras se bombea.
• Levantamiento de pozos no
fluyentes o enfriamiento de
pozos geotermales.
Se puede utilizar en pozos desviados
o pozos en producción para la
adquisición de datos y monitoreo de
fondo:
• Soporte de Perforación con
TF.
• Monitoreo/y Recolección de
Presión de fondo-BHP y
temperatura de fondo-BHT
mientras se bombea fluidos.
• Aplicaciones avanzadas-
pruebas de pozos selectivas.
TF con cable
eléctrico.
• Capacidad de bombear fluidos
mientras se registra.
• Mayor alcance y eficiencia
para registros de pozos
desviados.
• Protección del cable en
condiciones extremas.
• Capacidad de realizar el
registro en forma ascendente o
descendente.
• Aplicación en todas las
herramientas de registros.
• Optimización de tiempos de
terminación con servicios
integrados: inducción +
disparos + inducción.
• Disparos bajo-balance y
sobre-balance.
• Capacidad de circular antes y
después de los disparos.
• Mayor alcance en pozos
horizontales o de alta
desviación, fluidos de alta
densidad, y pozos de alto
gasto de producción.
TF con fibra
óptica.
• No hay necesidad de equipo
electrónico en fondo.
• Reduce costo de BHA.
• Instalación menos intrusiva
que con cable.
• Mantenimiento simplificado.
• Seguridad en locación.
• Datos en vivo.
• No aplica.
108
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
Conclusiones
El uso de la tubería flexible es aplicado en el área de perforación, reparación y
terminación de pozos petroleros a nivel mundial, logrando con éxito muchas de sus
operaciones teniendo como ventaja reducir el tiempo de ejecución de las mismas, así
como la movilidad de las unidades de un pozo a otro.
Al reducir el tiempo de operación se ve beneficiado automáticamente el costo asociado
a la operación con respecto a un equipo convencional, considerando una buena
planeación de dicha operación para seleccionar esta tecnología adecuadamente.
Los trabajos en pozos desviados se ven beneficiados por el alto limite elástico que
presenta la tubería flexible, así como su rigidez la hace ideal para transportar los BHA a
través de las secciones horizontales o con alto grado de desviación a diferencia de lo que
se puede lograr al usar la línea de acero.
Realizando una comparación de la capacidad de perforación convencional con la
desarrollada con T.F., la profundidad del agujero y las dimensiones son limitadas a
diámetros y profundidades mayores para la perforación con T.F.
La tubería flexible ha demostrado ser funcional y resistente en presencia de fluidos
corrosivos producidos por la formación, como el CO2 y el H2S, debido a las nuevas
tuberías con titanio y sistemas de monitoreo de la T.F.
El empleo de equipos convencionales en la perforación de pozos actualmente resulta
muy costoso en comparación con la tecnología de T.F., por lo que una alternativa de
trabajo es el empleo de la T.F. en los pozos petroleros.
Gracias a la implementación de las nuevas tecnologías en la tubería flexible como lo es
el cable eléctrico y la fibra óptica se pueden obtener datos más confiables relacionados
a la toma de registros.
La tecnología de tubería flexible cuenta con diferentes accesorios con los cuales puede
ser equipada para correlacionar la profundidad y tener una mayor exactitud de la
posición y profundidad a la cual se encuentra la tubería dentro del pozo.
109
La tubería flexible es una tecnología eficiente dentro de sus rangos y limitantes ya que
al perforar o realizar sus diversas aplicaciones se debe de tomar en cuenta los diámetros
y profundidades ya que esto la limita.
La tubería flexible ofrece muchas ventajas sobre la reparación de pozos incluyendo el
ahorro de tiempo, flexibilidad de bombeo, colocación de fluidos, daño de formación
reducida y seguridad.
Recomendaciones
Es importante mencionar que el uso de nuevas tecnologías trae consigo un mayor
costo, pero mayores beneficios y ventajas.
El óptimo empleo de esta tecnología requiere de personal altamente capacitado, para lo
cual es indispensable de conocimientos teórico-prácticos mediante cursos que las
compañías líderes en este ramo ofrecen a los ingenieros y operadores de campo.
La T.F. está expuesta a esfuerzos continuos causados por repetidas operaciones en los
pozos, los daños causados pueden ser grietas, fisuras, desgaste. Para prevenir estas fallas
es importante inspeccionarla continuamente.
Dentro de nuestro país es posible tener la tecnología para perforar con T.F. dentro de
PEMEX, esto se debe a que cuenta con personal dispuesto a dominar esta técnica de
perforación, asimismo cuenta con equipos de T.F. que se pueden reacondicionar a la
perforación de pozos petroleros.
La eficiencia en la realización de los procedimientos depende directamente de los
siguientes factores: Conocimiento del área de trabajo, conocimiento del equipo de
intervención, buena planificación y ejecución del protocoló, disponibilidad de recursos
humanos capacitados y asimismo de la herramienta adecuada para cualquier caso que se
presente. El pleno conocimiento y asimilación de los procedimientos por el personal y
la práctica constante permitirán también desarrollar mejoras con frecuencia.
110
ANEXOS
ABREVIATURAS
BHA
BOP
BPM
IFP
LWD
MWD
PLUTO
PSI
RGA
ROV
TF
WOB
WOR
Conexión de Fondo del Agujero.
Blowout Preventor.
Barriles por Minuto.
Instituto Francés del Petróleo.
Logging While Drilling.
Measure While Drilling.
Pipe-Lines Under The Ocean.
Libra de Fuerza por Pulgada Cuadrada.
Relación Gas Aceite.
Remotely Operated Vehicle.
Tubería Flexible.
Peso Sobre Barrena.
Relación Agua-Aceite.
111
NORMAS
NO.01.01.19 Protección, contra incendio para plataformas en instalaciones marinas.
NO.05.1.01 Manejo, transporte y almacenamiento de explosivos.
NO.05.2.07 Manejo, transporte y almacenamiento de HCL.
NO.05.0.34 Manejo, transporte y almacenamiento de cilindros metálicos para gases
comprimidos.
NO.05.1.35 Uso, almacenamiento y transporte de materiales y equipos que emiten radiaciones.
NO.10.1.01 Operaciones de perforación, reparación y terminación de pozos petroleros
terrestres.
NO.10.1.02 Operaciones de perforación, reparación y terminación de pozos petroleros desde
plataformas fijas, móviles, barcazas, y barcos perforadores en áreas marinas, aguas interiores y
pantanos.
NO.10.1.03 Eliminación de desechos resultantes de las operaciones de perforación, reparación,
estimulación e inducción a producción de pozos petroleros terrestres.
Boletines
BO.01.1.03 Recomendaciones de seguridad para prevenir incendios en equipos de perforación
y reparación de pozos.
BO.05.1.01 Recomendaciones para el personal que transporta, almacena y emplea explosivos.
BO.10.0.02 Recomendaciones especiales para el personal que ejecuta trabajos de perforación o
reparación de pozos marinos o en aguas interiores.
BO.10.1.01 Recomendaciones de seguridad para el personal que ejecuta labores de perforación
y reparación de pozos petroleros.
BO.10.1.23 Recomendaciones para el manejo seguro de herramientas manuales y mecánicas en
equipos de perforación y reparación de pozos.
112
BO.10.1.31 Recomendaciones de seguridad para la eliminación de desechos de pozos petroleros
terrestres.
Reglamentos de seguridad
RG.98.0.01 Reglamento de seguridad e higiene de Petróleos Mexicanos.
113
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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coiled-tubing technology, Coiled-Tubing Technology Texas USA, Disponible
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http://www.pemex.com/procura/estrategias-de-
abastecimiento/Documents/11.%20ANEXO%20SSPA.pdf
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seguridad e higiene de petróleos mexicanos y organismos subsidiarios. 2018, de
Pemex sitio web:
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eglamento%20seguridad%20e%20higiene.pdf
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Perforación y Terminación de Pozos. (tesis de pregrado) UNAM, CDMX
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Schlumberger Sitio web:
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Schlumberger. (2010). Descripción del equipo de tubería flexible. Presentación
Curso
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Foremost, Historia sobre la empresa, Foremost Canadá. Disponible en:
http://foremost.ca/foremost-mobile-equipment/oilfield-equipment/coiled-
tubing-series/
STPS-LFT, “Ley Federal del Trabajo”, STPS, 2013.
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Webgrafía:
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Sitio web: https://es.scribd.com/document/270442405/Descripcion-de-Equipo-de-
Tuberia-Flexible
