UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“EVALUACIÓN DE NUEVA TÉCNICA DE CORTE ABRASIVO
DE TUBERÍAS DE PERFORACIÓN EN POZOS ALTAMENTE
INCLINADOS EN CAMPOS PETROLEROS DEL ECUADOR”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
Carlos Andrés Romero Villacis
DIRECTOR: Ing. Benjamín Hincapié
Quito, Enero 2015
DECLARACIÓN
Yo CARLOS ANDRÉS ROMERO VILLACIS, declaro que el trabajo
aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado
para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las
referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los
derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la
Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa
institucional vigente.
_________________________
Carlos Andrés Romero Villacis
C.I.: 171924889-8
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2015
Reservados todos los derechos de reproducción
DEDICATORIA
Este trabajo de titulación dedico a Dios por guiarme en el camino correcto en
la vida por todas esas bendiciones que me han llegado en el transcurso de
esta etapa de mi vida por iluminar mi camino y nunca desampararme.
A mi padre mi admiración, por ayudarme a cumplir uno de mis sueños más
grades en la vida, siempre serás mi ejemplo, gracias por ser esa fuerza que
me apoya siempre por ese respaldo que tengo siempre de ti.
A mi madre por hacerme sentir siempre protegido y saber que siempre cuento
contigo en todo momento, por todo el amor que siempre me brindas y por esas
palabras de aliento que siempre me das y los sabios consejos que cada día
me acompañan.
A mis hermanas y hermano por siempre confiar en mí y por tenerme presente
en sus oraciones.
A mis sobrinos lindos ya que ustedes siempre serán mis consentidos, gracias
por todos esos abrazos y palabras de cariño.
A mis amigos por brindarme su apoyo.
AGRADECIMIENTO
A Dios sobre todas las cosas.
A mi familia por siempre estar pendiente de mí y haberme dado todo su
respaldo durante esta etapa de mi vida. Siendo los pilares fundamentales en
mi vida.
Al ingeniero Benjamín Hincapié director de tesis por su paciencia, su tiempo,
sus conocimientos gracias a todo eso he podido finalizar este trabajo de
titulación.
Al ingeniero Fausto Ramos por todos esos consejos, enseñanzas, apoyo y
respaldo que siempre me ha brindado.
Al mis tutores de la línea de Boots and Coots Xavier Alarcón, Johnny Álvarez,
Cesar De La Cadena y Andrés Mendoza. Por toda la paciencia y enseñanza
la cual permitió ayudarme a terminar con éxito este proyecto de titulación.
A Halliburton por brindarme la oportunidad de demostrar mis conocimientos,
capacidades y el soporte necesario.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
1. INTRODUCCIÓN .................................................................................... 1
1.1. PROBLEMA ...................................................................................... 3
1.2. JUSTIFICACIÓN ............................................................................... 3
1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO ......................................................... 4
1.3.1. GENERAL ................................................................................ 5
1.3.2. ESPECÍFICOS ......................................................................... 5
2. REVICIÓN DE LITERATURA ................................................................. 6
2.1. FUNDAMENTOS TEÓRICOS .......................................................... 6
2.1.1. PERFORACIÓN ....................................................................... 6
2.1.1.1. Sistema de circulación ......................................................... 8
2.1.1.2. Sistema de elevación y rotación ........................................ 10
2.1.1.3. Tuberías en pozos petroleros ............................................ 11
2.1.1.4. Sistema de potencia .......................................................... 11
2.1.1.4.1. Transmisión de potencia mecánica.......................... 12
2.1.1.4.2. Trasmisión de energía o potencia eléctrica ............. 12
2.1.1.5. SISTEMA DE CEMENTACIÓN .......................................... 12
2.1.1.6. Perforación direccional ...................................................... 14
2.1.1.6.1 Ventajas para perforar un pozo direccional .............. 15
2.1.1.6.2. Desventajas de la perforación direccional ............... 18
2.1.2. COILED TUBING .................................................................... 18
2.1.2.1. Elementos de la unidad de Coiled Tubing ......................... 21
2.1.2.1.1. Equipos de seguridad .............................................. 21
2.1.2.1.1.1. Preventor de reventones (BOP) ........................ 22
2.1.2.1.1.2. Stripper Packer .................................................. 24
ii
2.1.2.1.2. Carrete ..................................................................... 26
2.1.2.1.3. Inyector .................................................................... 27
2.1.2.1.4. Cuello de ganso ....................................................... 31
2.1.2.1.5. Cabina de control ..................................................... 32
2.1.2.1.6. El conjunto de potencia (Power pack) ...................... 34
2.1.2.1.7. Consola de controles ............................................... 35
2.1.2.1.8. Remolque y grúa del Coiled Tubing ......................... 35
2.1.2.1.9. El camión bomba ..................................................... 37
2.1.2.1.10. La tubería ............................................................... 37
2.1.2.1.10.1. Materiales de la tubería de Coiled Tubing ....... 38
2.1.2.1.10.2. Peso de la tubería ........................................... 40
2.1.2.1.10.3. Presión en la tubería y en el anular ................. 40
2.1.2.1.10.4. Profundidad y velocidad de la tubería ............. 41
2.1.2.1.10.5. Fatiga y Ovalidad ............................................ 42
2.1.2.1.11. Unidad Batch Mixers .............................................. 44
2.1.2.2. Diseño de la sarta de Coiled Tubing .................................. 45
2.1.2.3. Ventajas del Coiled Tubing ................................................ 45
2.1.2.4. Utilizaciones avanzadas del Coiled Tubing ....................... 46
2.1.2.5. Utilización rutinaria de Coiled Tubing ................................ 47
2.1.2.6. Hidráulica del Coiled Tubing .............................................. 47
2.1.2.7. Software IWI ...................................................................... 49
2.1.3. HYDRA BLAST PRO TOOL ................................................... 55
2.1.3.1. Parámetros de la herramienta Hydra Blast pro Tool .......... 58
2.1.3.1.1. Utilización del Coiled Tubing .................................... 60
2.1.3.1.2. Requisitos de la bomba ........................................... 60
iii
2.1.3.2. Ventajas de aplicar la técnica de corte abrasivo utilizando
Hydra Blast pro Tool ......................................................................... 60
2.1.3.3. Consideraciones antes de realizar corte con Hydra Blast pro
Tool……………. ................................................................................ 61
2.1.3.4. Partes de la herramienta Hydra Blast Pro Tool.................. 61
2.1.3.5. Configuración de los nozzles en la herramienta Hydra Blast
Pro Tool.. ........................................................................................... 63
2.1.4. ATRAPAMIENTO DE TUBERÍA ............................................. 64
2.1.4.1. Problemas de atrapamiento de tubería ............................... 64
2.1.4.1.1. Geometría del pozo ................................................. 65
2.1.4.1.2. Pega diferencial ....................................................... 66
2.1.4.1.3. Empaquetamiento .................................................... 66
2.1.4.1.4. Vibraciones en la sarta de perforación ..................... 66
2.1.4.2. Beneficios de realizar un trabajo de corte de tubería ......... 66
2.1.4.3. Importancia de recuperar la completación de fondo .......... 67
2.1.5. REGISTRO DE PUNTO LIBRE (FREE POINT) ..................... 68
2.1.5.1. Tipos de herramientas para determinar el punto libre ...... 70
2.1.5.1.1. Pipe Stretch ............................................................. 70
2.1.5.1.2. Indicador punto libre (Legacy) ................................ 72
2.1.5.1.3. Herramienta HFPT ................................................... 72
2.1.6. CORTADORES DE TUBERIA ................................................ 73
2.1.6.1. Tipos de Cortadores de Tubería ................................... 73
2.1.6.1.1. Cortador Químicos ............................................... 73
2.1.6.1.2. Cortador Jet con explosivos ................................. 75
2.1.6.1.3. Cortador Mecánico ............................................... 76
iv
3. PARÁMETROS PROCEDIMIENTO Y TÉCNICA PARA REALIZAR UN
CORTE ABRASIVO USANDO LA HERRAMIENTA HYDRA BLAST PRO
TOOL ........................................................................................................... 78
3.1. PARÁMETROS PARA REALIZAR UN CORTE DE TUBERÍA CON
UN SISTEMA ABRASIVO ........................................................................ 78
3.1.2. ANALIZAR EL MATERIAL Y LA RESISTENCIA A LA TENSIÓN DE
LA TUBERÍA QUE SE VA PROCEDER A CORTAR ............................ 78
3.1.2.1. Corte en tubería de perforación ......................................... 80
3.1.2.2. Funciones de la tubería de perforación. ............................ 81
3.1.2.2.1. Grado de acero ....................................................... 81
3.1.2.2.2. Longitud de la tubería de perforación ...................... 85
3.1.2.2.3. Condiciones de uso de la tubería de perforación ..... 85
3.1.2.3 Trabajo de Over Pull para realizar un trabajo de corte de tubería
de perforación ................................................................................... 86
3.1.3. FACTORES PARA LA APLICACIÓN DE LA HERRAMIENTA
HYDRA BLAST PRO TOOL ................................................................. 88
3.1.3.1. Cálculos hidráulicos ........................................................... 88
3.1.3.2. Fricción en la tubería flexible ............................................. 90
3.1.3.3. Análisis granulométrico de corte de materiales ................. 90
3.1.3.4. Desplazamiento de fluidos ................................................. 90
3.1.3.5. Nivel de líquido .................................................................. 91
3.1.3.6. Ejecución del trabajo ......................................................... 91
3.1.3.7. Tamaño de nozzles para realizar un corte ......................... 92
3.1.3.8. Parar las actividades ......................................................... 92
3.1.3.9. Centralización .................................................................... 92
3.1.3.10. Parámetros adicionales para recordar ............................. 92
3.1.4. VELOCIDAD PERMISIBLE EN LA HERRAMIENTA .............. 93
v
3.2. PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR UN CORTE DE TUBERÍA CON
UN SISTEMA ABRASIVO ........................................................................ 95
3.2.1. PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR EL PUNTO LIBRE DE
UNA TUBERÍA ATRAPADA EN UNA PERFORACIÓN ...................... 95
3.2.2. INSTALACIÓN DE LA UNIDAD DE COILED TUBING ........... 97
3.2.3. ANALISIS DE FLUIDO ABRASIVO PARA LA APLICACIÓN EN
LA TÉCNICA DE CORTE ABRASIVO ................................................ 100
3.2.3.1. Análisis de caída de partículas ........................................ 100
3.2.3.2. Análisis de granulometría (Sieve Analisys) ...................... 103
3.2.3.3. Análisis de viscosidad ...................................................... 107
3.2.4. CORTE DE TUBERÍA DE PERFORACIÓN APLICANDO
SISTEMA DE CORTE ABRASIVO ..................................................... 110
3.3. TÉCNICA DE CORTE DE TUBERÍA APLICANDO SISTEMA
ABRASIVO ............................................................................................. 112
3.3.1. FLUIDO OCUPADO EN EL CORTE DE TUBERÍA .............. 113
3.3.1.1. Wash fluid ........................................................................ 114
3.3.1.2. Reducción de la fricción ................................................... 114
3.3.1.3. Centrándose en el efecto ................................................ 114
3.3.1.4. Bombardeo macromolecular ............................................ 115
3.3.1.5. Suspensión ...................................................................... 116
3.3.2. FACTORES DE BOMBEO PARA REALIZAR UN CORTE DE
TUBERÍA ABRASIVO ......................................................................... 116
3.3.2.1. Diseño de presión de bombeo ......................................... 117
3.3.2.1.1. Número de nozzles ................................................ 117
3.3.2.1.2. Densidad del fluido en un corte abrasivo ............... 118
3.3.2.1.3. Caudal aplicado para corte abrasivo ...................... 118
vi
3.3.3. CONFIGURACIÓN DE FONDO DE LA HERRAMIENTA PARA
CORTE ABRASIVO DE TUBERÍA ..................................................... 119
3.3.3.1. Tubería de 1 ½ pulgadas ................................................. 120
3.3.3.2. Roll-on conector ............................................................... 120
3.3.3.3. Conector doble cuñas ...................................................... 120
3.3.3.4. MHA (Motor Hold Assamble) ........................................... 121
3.3.3.4.1. Doble Flapper ........................................................ 121
3.3.3.4.2. Desconector Hidráulico .......................................... 121
3.3.3.4.3. Sub de circulación .................................................. 122
3.3.3.4.4. Disco de ruptura..................................................... 122
3.3.3.5. Centralizador ................................................................... 123
3.3.3.6. Ancla ................................................................................ 123
4. ANÁLISIS TÉCNICO DE LA HERRAMIENTA HYDRA BLAST PRO TOOL
………………………………………………………………………………..125
4.1. POZO X-1 ..................................................................................... 125
4.1.1 CONSIDERACIONES DEL POZO X-1 ................................. 125
4.1.2. BHA DEL POZO X-1 ............................................................ 126
4.1.3. SURVEY DEL POZO ............................................................ 127
4.2. REGISTRO DE PUNTO LIBRE DEL POZO X-1 .......................... 128
4.3. OVERPULL APLICADO A LA SARTA DE PERFORACIÓN DEL
POZO X-1............................................................................................... 130
4.4. FLUIDO OCUPADO EN EL CORTE DE TUBERIA ABRASIVO DEL
POZO X-1............................................................................................... 131
4.5. BHA DE CORTE ABRASIVO CON LA HERRAMIENTA HYDRA
BLAST PRO TOOL ................................................................................ 133
4.6. PRESIONES DE BOMBEO DEL POZO X-1 ................................. 136
vii
4.7. FATIGA DE LA TUBERÍA DEL COILED TUBING EN LA OPERACIÓN
DEL POZO X-1 ....................................................................................... 138
4.8. RESULTADO DE CORTE DE TUBERÍA ...................................... 140
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ...................................... 142
5.1. CONCLUSIONES ......................................................................... 142
5.2. RECOMENDACIONES ................................................................. 144
BIBLIOGRAFÍA .......................................................................................... 145
ANEXOS .................................................................................................... 147
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Torre de Perforación ...................................................................... 8
Figura 2. Diseño de pozo direccional .......................................................... 15
Figura 3. Plano de la perforación direccional .............................................. 16
Figura 4. Diseño de perforación de pozos direccionales ............................. 17
Figura 5. Aplicación de pozos direccionales ............................................... 17
Figura 6. Ejemplo de uso de la perforación direccional ............................... 18
Figura 7. Unidad de Coiled Tubing .............................................................. 20
Figura 8. Elementos de la unidad de Coiled Tubing .................................... 21
Figura 9. BOP de la unidad de Coiled Tubing ............................................. 22
Figura 10. Rams Ciego y Corte ................................................................... 23
Figura 11. Rams de Agarre y Sello ............................................................. 24
Figura 12.Stripper Packer ........................................................................... 25
Figura 13.Stuffing Box ................................................................................. 26
Figura 14. Carrete ....................................................................................... 27
Figura 15. Cabeza de Inyección .................................................................. 28
Figura 16. V-Bloq ........................................................................................ 29
Figura 17. Cadenas Principales Gripper Chains ......................................... 29
Figura 18. Linear Beam Chains ................................................................... 30
Figura 19. Partes del Inyector ..................................................................... 30
Figura 20. Cuello de ganso ......................................................................... 31
Figura 21. Cuello de ganso ......................................................................... 32
Figura 22.Cabina de control ........................................................................ 33
Figura 23.Conexiones de la cabina de control ............................................ 33
Figura 24. Power Pack ................................................................................ 34
Figura 25. Consola de controles ................................................................. 35
Figura 26. Grúa Transportable .................................................................... 36
Figura 27. Grúa Acoplada ........................................................................... 36
Figura 28. Camión Bomba .......................................................................... 37
Figura 29. Tubería de Coiled Tubing ........................................................... 38
Figura 30. Medidor de peso de la Tubería de Coiled Tubing ...................... 40
Figura 31. Transductores de la unidad de Coiled Tubing ............................ 41
ix
Figura 32. Sensor Óptico de la Unidad de Coiled Tubing ........................... 42
Figura 33. Fatiga de la Tubería de Coiled Tubing ....................................... 43
Figura 34. Fenómeno de doblaje de la tubería de Coiled Tubing ............... 43
Figura 35. Ovalidad de la tubería del Coiled Tubing ................................... 44
Figura 36. Unidad Batch Mixers .................................................................. 44
Figura 37. Grafica de Bombeo Permisible en la Unidad de Coiled Tubing . 48
Figura 38. Pestaña de Fuerza del Software IWI .......................................... 49
Figura 39. Parámetros del Software IWI ..................................................... 51
Figura 40. Proyecto por defecto del Software IWI ....................................... 52
Figura 41. Cálculo de Ajustes del Software IWI .......................................... 53
Figura 42. Coeficientes de fricción .............................................................. 53
Figura 43. Grafica de Fatiga de Tubería del Coiled Tubing ........................ 54
Figura 44. Herramienta Hydra Blast Pro Tool ............................................. 55
Figura 45. Partes de la herramienta Hydra Blast Pro Tool .......................... 62
Figura 46. Registro de Punto Libre ............................................................. 69
Figura 47. Grafica del método de Pipe Stretch ........................................... 71
Figura 48. Herramienta con Centralizadores para Registros Eléctricos ...... 72
Figura 49. Herramienta de Corte Químico .................................................. 74
Figura 50. Explosivos para Corte ................................................................ 75
Figura 51. Herramienta de corte con explosivos ......................................... 76
Figura 52. Cortador Mecánico ..................................................................... 77
Figura 53. Dimensiones y Resistencia de una Tubería 3 ½ pulgadas DP .. 79
Figura 54. Dimensiones y Resistencia de una Tubería 5 ½ pulgadas DP .. 80
Figura 55. Lista de la Tubería Drill Pipe ...................................................... 86
Figura 56. Localización de Punto Libre ....................................................... 96
Figura 57. Unidad de Coiled Tubing en pozo petrolero ............................... 97
Figura 58. Unidad de Coiled Tubing en Locación petrolera ........................ 98
Figura 59. Goma Guar .............................................................................. 101
Figura 60. Análisis Caída de Partículas a Temperatura Ambiente ............ 102
Figura 61. Análisis Caída de Partículas a 180 °F ...................................... 103
Figura 62. Microsand ................................................................................ 104
Figura 63. Tamiz relativo ........................................................................... 104
x
Figura 64. Arena en los Tamices .............................................................. 105
Figura 65. Configuración de los Tamices .................................................. 106
Figura 66. Resultado del Sieve Analysis ................................................... 107
Figura 67. Mixer De Laboratorio ................................................................ 108
Figura 68. Goma Guar WG-11 .................................................................. 108
Figura 69. Medida para análisis de Viscosidad ......................................... 109
Figura 70. Vista Superior del Mixer de Laboratorio ................................... 109
Figura 71. Fluidos Abrasivos expulsado por los Nozzles .......................... 113
Figura 72. Imagen de Reducción de Presión ............................................ 114
Figura 73. Efecto del Uso de Hydra Blast ................................................. 115
Figura 74. Bombardeo Macromolecular .................................................... 115
Figura 75. Bombardeo Macromolecular .................................................... 116
Figura 76. Diseño de presión de bombeo ................................................. 117
Figura 77. Caudal de salida en la herramienta Hydra Blast Pro Tool ........ 119
Figura 78. Roll-on Conector ...................................................................... 120
Figura 79. Doble Flapper .......................................................................... 121
Figura 80. Desconector Hidráulico ............................................................ 121
Figura 81. MHA (MOTOR HOLD ASSAMBLE) ......................................... 123
Figura 82. BHA de perforación pozo X- 1 ................................................. 126
Figura 83. Survey de pozo X-1 .................................................................. 127
Figura 84. Diagrama del pozo X-1 ............................................................ 128
Figura 85. Registro de Punto Libre pozo X-1 ............................................ 129
Figura 86. Over Pull aplicado a sarta del pozo X-1 ................................... 130
Figura 87. Sieve Analisys para el pozo X-1 .............................................. 132
Figura 88. Curva de Sieve Analisys del pozo X-1 .................................... 133
Figura 89. Herramienta Hydra Blast Pro Tool pozo X-1 ............................ 134
Figura 90. Herramienta Hydra Blast Pro Tool pozo X-1 ............................ 135
Figura 91. Funcionamiento de la Herramienta Hydra Blast Pro Tool en fondo
................................................................................................................... 136
Figura 92.Gráfico de presión de caída de la herramienta en el pozo X-1 . 137
Figura 93. Eventos del corte de tubería del pozo X-1 ............................... 138
Figura 94. Fatiga inicial de la tubería de Coiled Tubing ............................ 139
xi
Figura 95. Fatiga final de la unidad de Coiled Tubing ............................... 140
Figura 96. Resultado del corte de tubería DP 5 ½ pulgadas ..................... 141
Figura 97. Resultado de corte de tubería DP 5 ½ pulgadas ..................... 141
xii
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Características de la Tubería de Acero Convencional ................... 39
Tabla 2. Características del acero templado y caliente ............................... 39
Tabla 3. Especificaciones de la Herramienta Hydra Blast Pro Tool............. 57
Tabla 4. Parámetros de los nozzles ............................................................ 63
Tabla 5. Grados de acero según la perforación .......................................... 82
Tabla 6. Grado de acero de la tubería de perforación ................................. 84
Tabla 7. Cálculos hidráulicos de la herramienta Hydra Blast Pro Tool ........ 89
Tabla 8. Descripción de aditivos para análisis de viscosidad .................... 107
Tabla 9. Análisis de viscosidad.................................................................. 110
Tabla 10. BHA de corte de tubería ............................................................ 111
Tabla 11. Parámetros del Desconector hidráulico ..................................... 122
Tabla 12. Fluido ocupado en el pozo X-1 .................................................. 131
Tabla 13. BHA de corte del pozo X-1 ........................................................ 134
xiii
ÍNDICE DE ANEXOS
Anexo 1. Survey del pozo X-1 ................................................................... 147
Anexo 2. Máxima tensión en la punta del Coiled Tubing .......................... 148
Anexo 3. Máximo peso a aplicar en la punta del Coiled Tubing ................ 149
Anexo 4. Interface IWI ............................................................................... 150
Anexo 5. Propiedades de fricción de la Goma Guar ................................. 151
Anexo 6. Viscosidad vs concentración de Goma Guar ............................. 152
Anexo 7. Tiempo de hidratación de la Goma Guar ................................... 153
xiv
RESUMEN
El presente trabajo de titulación nos ayudara a entender que es un corte de
tubería y el motivo por el cual se aplica, Las ventajas de ocupar una nueva
tecnología que usa un fluido abrasivo al momento de cortar tuberías
principalmente de perforación petrolera, los equipos necesarios para poder
realizar el corte como son: La unidad de Coiled Tubing, La unidad de Batch
Mixers el camión bomba y el Hydra Blast Pro Tool.
La unidad de Coiled Tubing es necesaria para realizar este trabajo debido a
que permite llegar a altos ángulos de inclinación y la tubería de Coiled Tubing
esta adecuada para deslizarse por el interior de la tubería de perforación. En
esta investigación se indica las partes del Coiled Tubing, las ventajas y el
software que ocupa el equipo.
La herramienta Hydra Blast Pro Tool que hace posible realizar cortes de
tubería con fluido abrasivo, los parámetros de la herramienta, las ventajas de
aplicar la técnica de corte abrasivo utilizando esta herramienta y los factores
de aplicación.
En el presente trabajo analizaremos el procedimiento para realizar un corte de
tubería utilizando un sistema abrasivo, se mostraran las causas de un
atrapamiento de tubería de perforación, como interpretar un registro eléctrico
de punto libre, los parámetros de la tubería y el tipo de fluido que se utiliza
para realizar un corte abrasivo.
Finalmente se presenta un análisis técnico, conclusiones y recomendaciones
que ayudaran a la aplicación de esta nueva tecnología en futuros trabajos de
corte abrasivo.
xv
SUMMARY
The present work of titulation will help us understand what is a piping cutting
and why apply, The advantages of occupying a new technology that used an
abrasive fluid when cutting pipes mainly of drilling, the equipment’s needed to
make the cut are: the unit of Coiled Tubing, the unit of batch mixers, pump
truck and hydra Blast pro tool.
The unit of coiled tubing is necessary for this work, Because it allows to reach
high angles of inclination and the pipe of the unit of coiled tubing is suitable to
slide inside the drill pipe. In this research are indicated the parts of Coiled
Tubing, the advantages and the software that occupies the unit.
The Hydra Blast Pro Tool makes it possible to a piping cutting with fluid
abrasive Analyzing the following: the tool parameter, the advantages of apply
the technique of cut abrasive using this tool, and the factors to apply.
The present work, Analyze the process for make a piping cutting using an
abrasive system, indicate the reasons of piping entrapment of drilling, How
interpreted an electric log of free point, the pipe parameters and the type of
fluid used to perform abrasive cutting.
Finally, we present a technical analysis, conclusions and recommendations
that will assist in the application of new technology in future works of abrasive
cuttin
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
La necesidad de la industria petrolera Ecuatoriana en busca de nuevos
métodos que puedan dar soluciones rápidas, seguras y de una inversión
moderada ha dado origen a que se creen nuevas tecnologías las cuales
permitan obtener buenos resultados.
La perforación de pozos petroleros es una técnica la cual permite realizar
hoyos en la tierra utilizando brocas y tuberías de perforación un BHA completo
para luego poder producir el hidrocarburo. En la actualidad se utiliza la técnica
llamada perforación direccional la cual permite construir pozos con altos
ángulos de inclinación.
Cuando realizamos una perforación direccional existen inconvenientes los
cuales están relacionados al alto grado de inclinación del pozo, como lo es el
atrapamiento de la tubería que debido a realizar viajes de perforación tiende
a quedar atrapada en el ángulo máximo del pozo direccional esto se debe a
la rigidez del BHA al no aceptar cambios drásticos en la geometría del pozo.
En la industria petrolera ecuatoriana no se ha encontrado un método que
permita realizar cortes óptimos en tuberías de perforación de diferente
diámetro y espesor por lo cual esta herramienta ha sido desarrollada para
realizar este tipo de trabajo.
El siguiente trabajo se enfoca en una nueva técnica que permite cortar la
tubería de perforación en pozos petroleros altamente inclinados, donde
existiere una pega de tubería y esta se quede atascada.
2
Por esta razón la selección de un sistema de corte adecuado es muy
importante para poder así obtener resultados positivos y que el cliente se
sienta satisfecho por el trabajo realizado en el mismo.
Con el fin de buscar soluciones a los problemas de atrapamientos de tuberías
de perforación en el Ecuador, la técnica de corte abrasivo aplicado en tuberías
ha resultado la que han tenido mayor éxito. Siendo así que el corte sea el más
rentable al momento de retirar un pescado.
Esta técnica ha sido la única en dar una solución al momento de realizar un
corte en la tubería de perforación. Evitando así soluciones más costosas como
realizar un sidetrack. Se emplea una unidad de Coiled Tubing la cual es la
mejor manera de ingresar dentro de la tubería de perforación y realizar el
corte abrasivo.
El aplicar una técnica netamente efectiva al momento de realizar un trabajo
de pesca es muy importante ya que esto implica: Gasto al rentar equipos de
perforación y pérdida parcial o total de la herramienta.
El objetivo de este trabajo es mostrar la aplicación de una nueva técnica de
corte abrasivo en tuberías de perforación petrolera en pozos altamente
inclinados, y también mostrar cual es la mejor técnica que podemos ocupar
para poder llegar a altos ángulos de inclinación donde la unidad de cable y las
tuberías enroscadas no pueden llegar y que pueda deslizarse por el interior
de la tubería sin ningún problema.
La herramienta Hydra Blast Pro Tool hasta el momento ha sido la única
tecnología que ha podido cortar abrasivamente tuberías de perforación.
El principio de esta herramienta de corte abrasivo se basa en una mezcla de
geles y arena la cual a una alta presión será bombeada de forma continua por
unos nozzles los cuales funcionaran como jets y esta cortara la tubería de
perforación desde la parte interior de la tubería, esta mezcla será bombeada
y trasportada desde superficie por la unidad de Coiled Tubing la cual estará
estratégicamente adecuada, la fuerza del chorro está orientado a cortar las
3
paredes de la tubería interna realizando un corte en el metal de forma
trasversal.
1.1. PROBLEMA
El perder herramientas y tuberías ocupadas en la perforación de un pozo es
una perdida económicamente alta, el ocupar técnicas como realizar un pozo
de re-entrada resultaría un gasto mayor el cual la pesca de la herramienta
seria la idea principal. El problema al tratar es ¿Qué sucede cuando existe un
entrampamiento del BHA de perforación en las diferentes secciones?
En pozos altamente inclinados no se puede ocupar una unidad de cable ni
tampoco tubería enroscada por lo cual tenemos que buscar una técnica que
pueda deslizarse por el interior de la tubería de perforación.
Hay que analizar parámetros que pueda ayudar a saber si el realizar un corte
en el BHA de perforación facilitara un posterior trabajo de pesca de la
herramienta. Se tiene que considerar si al ser una tubería de considerable
espesor el corte es posible realizarlo.
1.2. JUSTIFICACIÓN
La perforación de pozos petroleros es una actividad la cual es necesaria para
poder aumentar la producción petrolera. En la actualidad por consideraciones
ambientales se realiza la técnica de perforación direccional la cual es más
compleja que la vertical. Cuando se realiza una perforación direccional el
construir y realizar viajes por un ángulo de inclinación es muy complicado.
Imaginemos que en el pozo X se quede atascado el BHA y por más que
tensionamos la tubería no obtenemos sacarla y necesitamos cortarla para
4
evitar la fatiga de todo el ensamblaje de fondo. La herramienta Hydra Blast
Pro Tool propone una solución rápida y segura la cual permite cortar la tubería
de perforación, producción entre otro tipos de tuberías, utilizando un equipo
de Coiled Tubing el cual es esencial para este tipo de trabajos ya que la
tubería del Coiled Tubing es flexible, se adapta a altos ángulos de inclinación
y puede deslizarse de manera óptima por el interior de la tubería de
perforación.
Esta técnica en pionera en cortes de tubería en el Ecuador se realiza desde
el año 2014 por lo cual ha tenido un grado de confianza muy alto por parte de
las empresas que requieren el servicio de corte de tubería.
El objetivo principal de este trabajo es mostrar cómo esta técnica de corte
abrasivo realiza cortes en la tubería de perforación y permite facilitar un
posterior trabajo de pesca del BHA.
Cabe mencionar que esta técnica es muy amigable con el medio ambiente al
no ocupar un volumen de agua considerable. Siendo este un parámetro muy
importante al momento de realizar un trabajo.
Este trabajo servirá como un ejemplo base el cual permita ser una opción para
realizar cortes de tuberías en trabajos futuros y ser una respuesta a una
necesidad al momento de realizar una pesca de herramientas.
1.3. OBJETIVOS DEL PROYECTO
A continuación se presentan los objetivos que se propone alcanzar con el
presente trabajo:
5
1.3.1. GENERAL
Evaluar la técnica de corte abrasivo mediante la herramienta Hydra Blast Pro
Tool en tuberías de perforación de pozos altamente inclinados en campos
petroleros del Ecuador.
1.3.2. ESPECÍFICOS
- Analizar el principio y el funcionamiento de la herramienta de corte
abrasivo Hydra Blast Pro Tool.
- Analizar el origen y las causas del entrampamiento del BHA de
perforación.
- Determinar las ventajas de utilizar la técnica de corte abrasivo
utilizando la herramienta Hydra Blast Pro Tool en pozos petroleros con
alto grado de inclinación.
6
CAPITULO II
2. REVICIÓN DE LITERATURA
A continuación se procede a realizar el marco teórico donde se podrá observar
el fundamento del presente trabajo:
2.1. FUNDAMENTOS TEÓRICOS
En las siguientes definiciones podemos explicar de manera clara que es una
perforación direccional cuales son los tipos, las causas por las que se origina
la pega de tubería, El de corte de tubería mediante Coiled Tubing y cuál es la
herramienta y la técnica que ocupamos para poder cortar la tubería para un
posterior trabajo de pesca.
2.1.1. PERFORACIÓN
Es la única técnica para saber si realmente hay petróleo en el sitio donde una
anterior investigación geológica propone que existiría una acumulación de
hidrocarburos; es mediante la perforación de un agujero en la corteza terrestre
hasta la profundidad donde se presume que se encuentra el yacimiento,
permitiendo así la comunicación entre la acumulación del hidrocarburo y la
superficie.
En los primeros días de la industria del petróleo se usaba un método de
perforación conocido con el nombre de sistema de percusión, donde la
perforación se realizaba por medio de un punzón. En la actualidad este
7
método ha sido reemplazado por el sistema rotativo para triturar formaciones
duras.
El sistema que se emplea en Ecuador, es el de la perforación rotaria, el cual
se perfora un agujero haciendo girar la sarta de perforación conectada a una
broca A medida que se profundiza el pozo se va agregando nuevos tramos de
tubería. Los cortes o pedazos de formación que son triturados en la
perforación son levantados por un fluido (lodo) que circula hacia abajo por el
interior de a tubería y sale a través de los orificios o jets de la broca y regresa
a la superficie por el espacio anular. En la superficie, el fluido que sale del
pozo se pasa por un tamiz vibratorio donde se eliminan los productos de la
perforación y después son tratados en superficie para volver a ser inyectados
siendo así un sistema cerrado.
El tiempo de perforación de un pozo petrolero dependerá de la profundidad
programada, determinar si será vertical, direccional u horizontal, también
dependerá de las condiciones geológicas del subsuelo.
De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se
van a atravesar y las condiciones propias de la formación, se selecciona un
equipo de perforación óptimo.
Una perforación cuenta básicamente con los siguientes sistemas:
Sistema de circulación.
Sistema de elevación y rotación.
Sistema de potencia
Sistema de Cementación
8
Figura 1. Torre de Perforación
2.1.1.1. Sistema de circulación
Un sistema de circulación es aquel en donde se prepara, almacena, bombea,
inyectada y circula permanentemente el fluido de perforación. El fluido de
perforación es generalmente un “lodo” y es una mezcla de arcillas con agua o
con petróleo y otros aditivos químicos. Los lodos de perforación son únicos
para cada perforación, ya que sus propiedades dependen de la roca del
yacimiento, presión y temperatura.
El lodo es inyectado por los conductos internos de la sarta de perforación y la
broca a través de la unión giratoria, ascendiendo por el espacio anular entre
la tubería y las paredes del hueco. El material que saca sirve para tomar
muestras y saber que capa rocosa se está atravesando y si hay indicios de
hidrocarburos.
9
Las funciones del lodo de perforación son las siguientes:
Levantamiento de recortes: El lodo de perforación debe trasportar con
eficiencia los derrumbes de recortes hacia la superficie, evitando la
acumulación de recortes lo cual incrementaría el torque y la presión
hidrostática, pudiendo ocasionar pega de la sarta de perforación,
disminución de porcentaje de penetración y perdidas de circulación.
Lubricación y enfriamiento: Debido al aumento de temperatura
ocasionada por la rotación y el rozamiento contra las paredes del pozo.
La broca tiene que ser enfriada para poder así tener un mejor
rendimiento y una vida prolongada.
Prevención de manifestaciones o brotes: El lodo de perforación debe
tener un peso que servirá mantener controlada la contrapresión de gas
o petróleo evitando el movimiento desde la formación hacia el hoyo.
Soporte a las paredes: El lodo debe soportar el espacio vacío que ha
formado la broca soportando así la formación, se va formando una
costra de lodo o torta para así poder mantener las paredes de la
formación.
Si el lodo de perforación no está en movimiento debe tener la capacidad
de adquirir una estructura gelatinosa para evitar que se depositen en el
fondo del hoyo los derrumbes y recortes que trasporta.
Este al ser un sistema cerrado esta intercomunicado por:
Zarandas: Mecanismo vibratorio que sirve para poder separar los
cortes de diferente diámetro hechos por la perforación del pozo.
Desgasificadores: Separa el gas que pueda contener el fluido de
perforación.
10
Desarenador/desarcillador: Dispositivos empleados para la
separación de granos de arena y partículas de arcilla del fluido de
perforación.
Centrifugas: Equipo usado para la separación mecánica de solidos
de elevado peso específico suspendidos en el fluido de perforación.
Embudo de mezcla: Esta parte se emplea para agregar aditivos
pulverizados al fluido de perforación.
Bombas reciprocantes: Encargadas de circular el fluido
reacondicionado desde los tanques hacia la sarta de perforación y
extraer el fluido con los recortes y los componentes contaminantes
de las formaciones atravesadas por el espacio anular.
2.1.1.2. Sistema de elevación y rotación
El sistema de elevación y soporte consiste en una estructura capaz de
soportar y elevar para realizar los respectivos viajes de perforación que están
pre dispuestos (Malacate, block viajero y cable de acero).
El sistema rotativo está formado por una unión giratoria, la sarta de
perforación, la mesa rotaria y la broca con incrustaciones de carburo de
tungsteno. La unión giratoria tiene tres funciones: soportar pes, permitir la
rotación y como conexión para que el lodo de perforación pase hacia la
tubería.
La sarta se encuentra compuesta por las tuberías el porta barrena. Las
tuberías pueden dividirse en dos tipos: las botellas encargadas de
proporcionar peso y dirección a la broca además de recibir y trasmitir el torque
abastecido por la mesa rotaria y la tubería de perforación (Drill Pipe). Existen
también HWDP (Heavy Weight Drill Pipe) consideradas por algunas personas
como tuberías de perforación y usadas como elementos de transición entre
las dos tuberías anteriores.
11
2.1.1.3. Tuberías en pozos petroleros
La perforación de un pozo se realiza por etapas, de tal manera que el tamaño
del pozo en la parte superior es ancho y en la parte inferior angosto
A medida que se progresa la perforación se inserta tramos de tuberías de
acero para proteger el pozo de derrumbes ocasionados por las fuerzas que
se producen en las formaciones, por los equipos introducidos en el pozo, por
las zonas no consolidadas (arenas, ripios), las filtraciones o cualquier otro
problema propio de perforación. Las tuberías son adosadas al terreno con
cemento especial que se inyecta a través de la tubería y se desplaza en
ascenso por el espacio anular donde se solidifica.
Al finalizar la perforación de un pozo queda entubado desde la superficie hasta
el final de la perforación, la cual garantizara una estabilidad absoluta y podrá
permitir que pase por el interior una tubería donde se producirá el
hidrocarburo.
2.1.1.4. Sistema de potencia
Motores: Es el conjunto de unidades que imprimen la fuerza motriz que
requiere todo el proceso de perforación.
Anteriormente solía componerse por enormes calderas y motores a vapor,
pero por razones de seguridad y espacio fue sustituido por motores diésel que
son de reducido tamaño y de mucha más eficacia.
El sistema de potencia es constituido básicamente por motores de combustión
interna, estos son los encargados de generar fuerza o energía requerida a
todos los componentes del taladro, la mayoría de los motores son tipo diésel,
la cantidad de motores que se ocupe dependerán de las especificaciones del
taladro la distribución de energía en un taladro es eléctrica o mecánica.
12
2.1.1.4.1. Transmisión de potencia mecánica
La fuerza que se trasmite de los motores es trasmitida a componentes
mecánicos, a través de uniones hidráulicas o convertidores de torsión
utilizando poleas o cadenas
2.1.1.4.2. Trasmisión de energía o potencia eléctrica
Se utilizan motores los cuales ocupan combustible para generar energía
eléctrica, estos proporcionan energía a grandes generadores eléctricos.
Los generadores eléctricos trasmiten toda esa energía a través de cables al
engranaje eléctrico de conmutadores y de control. Proporcionando así
electricidad que estará conectada a diferentes equipos como las bombas de
lodo, malacate y otros componentes que ocupen electricidad.
2.1.1.5. SISTEMA DE CEMENTACIÓN
Durante la perforación de un pozo petrolero es necesario proteger el agujero
con tuberías de revestimiento las cuales son cementadas o adheridas a la
pared del pozo esta cementación sirve para:
Aislar arenas productoras e impedir el paso de fluidos no deseados.
Aislar problemas que existen detrás de la tubería.
Proteger la tubería de revestimiento contra la corrosión que se puede
provocar en la perforación.
Sujetar la tubería de revestimiento al hueco.
El cemento puede ser colocado en una o varias etapas. La operación de
cementación primaria de las tuberías de revestimiento consiste en bombear
13
por la tubería de revestimiento un tren lavador, un tren de espaciador, una
lechada de cemento, un espaciador y posteriormente el desplazamiento
calculado para alcanzar la presión final requerida.
Se debe de considerar el tipo de trenes de fluidos que vamos a considerar ya
sea este espaciador o de lavado ya que la mayoría de lodos no son
compatibles con salmueras de limpieza.
Los principales materiales usados para la cementación en la industria
hidrocarburifera son:
Cemento Pórtland (Clase API: A, C, H y G): Material compuesto de
óxido de calcio sílice y alúmina.
Escoria de alto Horno (Blast Furnace Slag o BFS)
Puzolana (ASTM tipos C y F): Materiales de sílice o sílice/alúmina que
reaccionan con el hidróxido de calcio (cal) y agua para formar un
cemento estable pudiendo ser naturales o sintéticas.
A la lechada se le agrega diversos aditivos para modificar el tiempo de
fraguado, las propiedades reológicas, filtrantes y la densidad.
Entre algunos tipos de aditivos tenemos:
Aceleradores.
Retardantes.
Aditivos de control de pérdida de fluido.
Extendedores.
Agentes densificantes.
Activadores de escorias.
Dispersantes.
14
2.1.1.6. Perforación direccional
El origen de la perforación direccional tuvo sus primeros inicios alrededor de
la década veinte. En el año 1930 se perforo el primer pozo direccional
controlado en Huntington Beach, California.
La tecnología de la perforación direccional es el proceso de direccionar el pozo
a lo largo de trayectoria hacia un objetivo planteado, ubicado a cierta distancia
lateral de la locación superficial del equipo de perforación. En los inicios la
perforación direccional surgió como una operación de remedio
considerándose una técnica de estimulación al yacimiento, comprende
aspectos tales como: Tecnología de pozos horizontales, de alcance extendido
y multilaterales, el uso de herramientas que permiten determinar la inclinación
y dirección de un pozo direccional durante la perforación del mismo (MWD),
estabilizadores y motores de fondo, barrenas bicentricas entre otros.
Con regularidad el control de la desviación es otro concepto que se relaciona
con la perforación direccional. Se define como el proceso de mantener al
agujero dentro de algunos limites predeterminados, relativos al ángulo de
inclinación o al desplazamiento horizontal con respecto a la vertical o ambos.
15
Figura 2. Diseño de pozo direccional
(Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating Instructions
Manual., 2014)
2.1.1.6.1 Ventajas para perforar un pozo direccional
La necesidad de la industria hidrocarburifera a buscar nuevas técnicas las
cuales puedan ser de ayuda utilizando la perforación direccional como por
ejemplo consideraciones económicas, problemas en la perforación y pozos de
re-entrada entre otras aplicaciones.
Pozos de reentrada:
Pozos de alcance extendido: En la actualidad necesitamos realizar
pozos de largo alcance horizontal para poder así no invadir espacios
los cuales no esté dispuesto para asentar una plataforma.
16
Consideraciones Ambientales: Los pozos direccionales ha sido una
tecnología revolucionaria la cual ha ahorrado espacio en superficie y
así la creación de well- pads.
Locaciones inaccesibles: Existen casos los cuales el hidrocarburo se
encuentra en por debajo de domo salino, en lugares donde la
formación se encuentre fallada o el hidrocarburo se encuentre en una
locación la cual por motivos ambientales o de seguridad no se pueda
perforar.
Sidetrack: Aplicamos este tipo de tecnología cuando observamos la
existencia de un pescado y queremos utilizar el pozo ya construido
para crear otro utilizando una deviación en la zona deseada.
Ahorro de espacio en superficie: En la actualidad la actividad
hidrocarburifera ha sido muy controlada en los últimos años, esta
actividad debe menores impactos ambientales para su explotación.
Mayor radio de drenaje en pozos horizontales: El tener un mayor radio
de drenaje ayuda a tener una mayor producción entrada directamente
en el yacimiento.
Figura 3. Plano de la perforación direccional
(Diseño de la perforación de pozos)
17
Figura 4. Diseño de perforación de pozos direccionales
(Diseño de la perforación de pozos)
Figura 5. Aplicación de pozos direccionales
(Diseño de la perforación de pozos)
18
Figura 6. Ejemplo de uso de la perforación direccional
(Diseño de la perforación de pozos)
2.1.1.6.2. Desventajas de la perforación direccional
Tiempo de perforación: Usualmente la perforación direccional es más
lenta que la vertical debido a que hay que tener cuidado en la etapa de
construcción en la zona de desviación, realizando con mayor
regularidad paradas y se tiene una baja tasa de penetración.
Costos de operación: Al tener un mayor tiempo de perforación
aumentaran los costos de la perforación.
2.1.2. COILED TUBING
El Coiled Tubing es una técnica mediante la cual una tubería continúa y de
diámetro pequeño es conectada a equipos de superficie para realizar trabajos
de reacondicionamiento de pozos, limpieza, perforación, cortes de tubería,
19
molienda, pesca, estimulaciones, control de agua, squeeze, registros
PLT/RMT, limpieza de arena y corrida de completaciones.
Es una unidad integrada que permite viajar dentro y fuera del hoyo con una
sarta continua de tubería, con capacidad de soportar altas velocidades y altas
presiones. Consta de varios equipos de superficie los cuales son
potencialmente hidráulicos esta técnica se la puede realizar en on-shore y off-
shore, la tubería de Coiled Tubing es generalmente construida de una
aleación a base de carbón y permite el trato de esta misma como tubería PVC
que posee característica que implica resistencias a altas temperaturas,
flexibilidad y anti oxidación. Los diámetros de la tubería del Coiled Tubing
generalmente varían entre 0,75 y 3,0 pulgadas las longitudes exceden los
30000 pies en acero que soportan fuerzas desde 55000 PSI hasta 120000 psi.
Las unidades de Coiled Tubing van clasificadas dependiendo de su capacidad
de carga
15 K
30 K / 38 K
60 K
80 K
V95HP QR
100 K
V135HP
El sistema de Coiled Tubing no requiere un equipo extra de
reacondicionamiento de pozos. Esta unidad permite la inyección de fluidos de
forma continua mientras continua en constante movimiento la tubería flexible
del Coiled Tubing.
20
Figura 7. Unidad de Coiled Tubing
Un Coiled Tubing es una unidad portátil diseñada para bajar y sacar tubería
flexible de los pozos, los Coiled Tubing operan con energía hidráulica.
Pueden operar con el pozo vivo lo que le da varias ventajas:
- Evita el costo de la pérdida de la producción.
- Reduce el daño de la formación en los tratamientos.
- Reduce los costos de volver a colocar el pozo en producción.
- Evita tiempo de sacar y bajar Tubing.
- Versatilidad (operación con diferentes herramientas)
21
2.1.2.1. Elementos de la unidad de Coiled Tubing
La unidad de Coiled Tubing está compuesta por un conjunto completo de
equipos necesarios para llevar a cabo actividades estándar en el campo en
operaciones con tubería continua. Esta unidad llamada Coiled Tubing es una
unidad de servicios petroleros portátil la cual utiliza como principio la fuerza
motriz, esta unidad trasportable puede ser on-shore y off-shore.
Figura 8. Elementos de la unidad de Coiled Tubing
(Association of Coiled Tubing, 2007)
Los componentes básicos del Coiled Tubing son los siguientes:
2.1.2.1.1. Equipos de seguridad
Consiste en dos componentes principales
-BOP o preventor de reventones
-Stripper packer
22
2.1.2.1.1.1. Preventor de reventones (BOP)
El preventor de reventones nos ayuda para poder controlar cualquier presión
que pudiere venirse del pozo inesperadamente, Equipo de control del pozo
que cuenta con diferentes RAMS, el preventor de reventones del Coiled
Tubing necesita realizar las siguientes funciones:
• Sellar el hueco abierto.
• Cortar la tubería.
• Sella alrededor de la tubería.
• Sujetar la tubería.
• El preventor de reventones está compuesto por 4 rams hidráulicos que
soportan una presión de hasta 10000 psi.
Figura 9. BOP de la unidad de Coiled Tubing
23
El BOP para tubería enrollada permite que la tubería sea enrollada con
presiones hasta de 10000 psi los rams que posee el BOP de Coiled Tubing
son:
• Rams Ciegos (Blind)
• Rams Cortadores (Cutter)
• Rams de Agarre (Slip)
• Rams de Sello (Tubing)
Figura 10. Rams Ciego y Corte
24
Figura 11. Rams de Agarre y Sello
2.1.2.1.1.2. Stripper Packer
Es una herramienta de presión con elastómeros que permiten el sello,
operado hidráulicamente que soporta la presión del pozo y lo mantiene bajo
control en condiciones dinámicas. (mientras el Coiled Tubing entra o sale del
pozo)
25
Figura 12.Stripper Packer
2.1.2.1.1.2.1. Stuffing Box
La función es crear un sello dinámico alrededor del Coiled Tubing mientras se
mueve se permite el cambio de los elementos sellantes sin retirar el Coiled
Tubing esta herramienta es energizada por la presión del pozo, en esta parte
se encuentra instalado el stripper packer.
26
Figura 13.Stuffing Box
2.1.2.1.2. Carrete
Es una bobina de diferente diámetro usada para enrollar hasta 26000 pies de
tubería. Este diámetro se escoge con el fin de minimizar el diámetro de
enrollado, carrete cumple las siguientes funciones:
• Almacena la tubería
27
• Deben mantener tensión en la tubería en todo momento
• El swivel le permite girar y mantener el bombeo al tiempo
• Diámetro interno según el diámetro de la tubería
• Diseños de tierra y Offshore
Figura 14. Carrete
2.1.2.1.3. Inyector
Es el equipo llamado inyector o cabeza de inyección es una de las partes
principales del Coiled Tubing, Este componente es usado para suministrar en
superficie la fuerza necesaria para introducir, soportar y retirar la tubería del
Coiled Tubing, el inyector está compuesto por cadenas con movimiento
opuesto V-Block estas soportan peso a la tubería y de las herramientas de
28
fondo, también cumple la función de empujar la tubería activando
hidráulicamente los Liners beam aplican presión a la tubería, los roller chain
alrededor de los liners beam trasmiten carga a los gripper blocks y estos a la
tubería, el gripper block es montado en cadenas de acero endureciendo con
movimiento opuesto, los motores hidráulicos, gemelos y bi-direccionales rotan
opuestos en la parte superior, la capacidad de tensión máxima se define en el
nombre del inyector ejemplo 30k tensiona 30000 lb.
Figura 15. Cabeza de Inyección
(Halliburton, 2014)
29
Figura 16. V-Bloq
(Halliburton, 2014)
Figura 17. Cadenas Principales Gripper Chains
(Halliburton, 2014)
30
Figura 18. Linear Beam Chains
(Halliburton, 2014)
(Halliburton, 2014)
Cadenas principales
(gripper) Linear beam
chains Gripper
Blocks Figura 19. Partes del Inyector
31
2.1.2.1.4. Cuello de ganso
Esta es una guía curvada en arco que alimenta de tubería enrollada del rollo
de tubería dentro de la cabeza de inyección, este es un punto de izaje para
levantar con inyector sin (BOP), siempre un cuello de ganso debe ser 48 veces
más que el diámetro de la tubería siendo por ejemplo 72° si tenemos una
tubería de 1.5 pulgadas.
Figura 20. Cuello de ganso
32
Figura 21. Cuello de ganso
2.1.2.1.5. Cabina de control
En esta parte es la cual el operador del equipo monitorea y controla las
funciones principales de la unidad de Coiled Tubing, incluyendo los de los
siguientes equipos: Motor, Inyector, Carrete, Stripper y BOP y parámetros
tales como:
Presión anular
Presión Coiled Tubing
Peso
Profundidad
Caudal
RPM del motor
Aquí se encuentra el sistema de adquisición de datos, registro y
seguimiento de la operación del Coiled Tubing.esta parte del equipo
bombas hidráulicas manuales que pueden suministrar presión de
emergencia a diferentes sistemas del CT
33
CONECTORES
ACUMULADORES
Figura 22.Cabina de control
(Halliburton Departamento Electrónico / IEM)
Figura 23.Conexiones de la cabina de control
(Halliburton Departamento Electrónico / IEM)
34
2.1.2.1.6. El conjunto de potencia (Power pack)
Hay equipos que varían entre Desde 230 a 430 HP potencia necesaria para
suministrar toda la presión y el flujo hidráulico para operar el Coiled Tubing
incluyendo la grúa. Se necesita una gran potencia hidráulica y neumática para
operar la unidad de Coiled Tubing ayudando así a todos los componentes. La
unidad potencial hidráulica Consiste de un motor , bombas hidráulicas y
control de presión hidráulica, este varía de acuerdo a la necesidad que se
necesite con esto se mueve el carrete el inyector las bombas de fluido y demás
equipos Las unidades de Coiled Tubing están equipadas con motores que
funcionan usualmente con un motor a diésel que mueve diferentes bombas
hidráulicas, Usualmente tiene su propio tanque de diésel por separado,
además este equipo puede estar separado o conectado con el motor del
cabezote o tractor.
Figura 24. Power Pack
(Halliburton Departamento Electrónico / IEM)
35
2.1.2.1.7. Consola de controles
La consola de control tiene como todos los indicadores y controles necesarios
para operar y monitorear en taladro, levantar o bajar sarta, cambiar la
velocidad, controlar la presión de cabeza de pozo.
Figura 25. Consola de controles
(Halliburton Departamento Electrónico / IEM)
2.1.2.1.8. Remolque y grúa del Coiled Tubing
Esta unidad ayuda al trasporte de la unidad de Coiled Tubing hasta la locación
ya sea esta on-shore u off-shore.
El objetivo principal es poder montar el BOP el stripper y la cabeza de
inyección y así tener soporte al momento de realizar el trabajo.
36
Figura 26. Grúa Transportable
(Halliburton, 2014)
Figura 27. Grúa Acoplada
37
2.1.2.1.9. El camión bomba
Esta unidad se encarga de bombear el fluido a alta presión HT. (Horizontal
Triplex)
Figura 28. Camión Bomba
2.1.2.1.10. La tubería
La fábrica de Coiled Tubing involucra varios pasos. La siguiente es una visión
de los componentes clave involucrados en el proceso de fabricación:
Materia prima para el Coiled Tubing
Fabricación de Coiled Tubing
Comportamiento mecánico de Coiled Tubing
38
Diseño de una sarta de Coiled Tubing
Herramientas de inspección de Coiled Tubing
Reparaciones y uniones
Alternativas de acero y al carbón en el Coiled Tubing
Figura 29. Tubería de Coiled Tubing
2.1.2.1.10.1. Materiales de la tubería de Coiled Tubing
La tubería de Coiled Tubing puede estar construida de tres tipos de materiales
que son los siguientes:
1. De acero convencional.
39
Este tipo de tubería puede resistir hasta 70000 psi de presión, y las
propiedades físicas y químicas son las siguientes.
Tabla 1. Características de la Tubería de Acero Convencional
Físicas
Resistencia a la cedencia, mínimo 70000 psi
Resistencia a la tensión, mínimo 80000 psi
Elongación mínima 30%
Dureza Máxima 22 C Rockwell
(Association of Coiled Tubing, 2007)
2. De acero templado y caliente
El proceso de acero templado en caliente inicia con un acero tipo HSLA de 80
Kpsi de resistencia a la tendencia que tiene ligeras diferencias químicas con
respecto al acero convencional.
Tabla 2. Características del acero templado y caliente
Composición Química
Carbón De 0.10-0.15
Manganeso De 0.60-0.90
Fosforo 0.030 máximo
Azufre 0.005 máximo
Silicio De 0.30-0.50
Cromo De 0.55-0.70
(Association of Coiled Tubing, 2007)
40
3. De otros materiales
2.1.2.1.10.2. Peso de la tubería
Esta parte se encuentra ubicado en el soporte de del inyector sirve para aislar
la señal y la envía a un sistema llamado Unipro II.El load Pin Gauge mide la
tensión de peso de la tubería en la cabeza del pozo.
Figura 30. Medidor de peso de la Tubería de Coiled Tubing
(Halliburton Departamento Electrónico / IEM)
2.1.2.1.10.3. Presión en la tubería y en el anular
La proporciona transductores de presión ubicados debajo de la consola del
operador.
41
Figura 31. Transductores de la unidad de Coiled Tubing
(Halliburton Departamento Electrónico / IEM)
2.1.2.1.10.4. Profundidad y velocidad de la tubería
La profundidad y la velocidad que vamos a tener en la unidad de Coiled Tubing
se mide con un sensor óptico con rueda mide los pies de tubería desplazada
con una rueda calibrada y la velocidad a la que la tubería ingresa al pozo.
Este dispositivo está ubicado en el sistema del inyector o en el carrete.
42
Figura 32. Sensor Óptico de la Unidad de Coiled Tubing
(Halliburton Departamento Electrónico / IEM)
2.1.2.1.10.5. Fatiga y Ovalidad
Cuando la tubería flexible se somete a la deformación plástica causada por
los ciclos de doblado con carga interna de presión, el diámetro del tubo flexible
tiende a crecer o a tomar forma de globo. Aun cuando la carga de presión
interna se encuentre bastante por debajo de las tensiones de fluencia del
material, el cuerpo del tubo queda sometido a tensiones de anulares y radiales
que provocan que el material se distorsione en un fenómeno descrito como
crecimiento diametral. Los principales factores que influyen en el crecimiento
diametral son las propiedades del material, el radio de dobladura, la carga de
presión interna y la geometría de la tubería flexible (diámetro exterior y
espesor de pared).
Cuando la tubería flexible experimenta el crecimiento diametral, el aumento
en el tamaño del tubo crea una condición de carga no simétrica, concentrando
la carga de la fuerza normal en los puntos de contacto.
43
Figura 33. Fatiga de la Tubería de Coiled Tubing
(Halliburton Departamento Electrónico / IEM)
Figura 34. Fenómeno de doblaje de la tubería de Coiled Tubing
(Halliburton Departamento Electrónico / IEM)
Para propósitos prácticos el límite prudente de operación para la ovalización
de la tubería flexible es 5 %.
44
Figura 35. Ovalidad de la tubería del Coiled Tubing
(Halliburton Departamento Electrónico / IEM)
2.1.2.1.11. Unidad Batch Mixers
La unidad de Batch Mixers es un tipo de compartimiento que tiene la función
de almacenar y realizar mezclas en superficie para ser bombeadas al pozo.
Figura 36. Unidad Batch Mixers
45
2.1.2.2. Diseño de la sarta de Coiled Tubing
La longitud de una línea de Coiled Tubing en un carrete varía de acuerdo con
el diámetro. Por comparación, un carretel pequeño solamente puede contener
unos 4000 pies de tubería de 2 7/8 pulgadas, pero puede contener 150000
pies de tubería de 1 ½ enrollados.
Una sarta apropiadamente diseñada debe cumplir con los siguientes atributos
para la operación planeada.
Suficiente resistencia mecánica para resistir con seguridad la combinación de
fuerzas que impone el trabajo.
Rigidez adecuada para realizar corridas al pozo, hasta la profundidad
requerida o empujar con la fuerza debida.
Peso liviano para reducir los problemas de logística y costo total.
Una máxima vida útil de trabajo.
2.1.2.3. Ventajas del Coiled Tubing
La ventaja inicial de desarrollo de la tubería continua enrollada era poder
trabajar en pozos de producción activa, esta es el beneficio principal de la
tubería enrollada, así como en espacios reducidos y tiempos de operación de
perforación y reparación. Existen varias ventajas de utilizar la tecnología
Coiled Tubing entre ellas nombramos las siguientes:
Seguridad y efectividad para intervenir en pozos activos
Ingreso a zonas con alto grado de inclinación y desviados
Rapidez en el montaje y movilización de los equipos
La posibilidad de mantener el pozo circulando mientras se introduce y
se extrae tubería
46
Disminución de los tiempos de viaje, lo que significa una menor perdida
de producción
Reducción en el número de operarios requeridos
Los costos pueden ser significantemente reducidos
Eficiencia
No se requiere taladro/equipo de Workover
No es necesario matar el pozo
Unidades para tierra y costa afuera
Reduce el daño potencial a formación
Puede ser y es usado típicamente en pozos vivos
Sistema de adquisición de datos para los trabajos
Operación con taladro, equipo de workover o rigless
Puede bajar tubería y bombear en forma simultánea y continua
Diseño de unidades para tierra o mar
Versatilidad
Es el mejor medio para bajar en pozos altamente desviados
Rápido rig-up y rápido rig down
2.1.2.4. Utilizaciones avanzadas del Coiled Tubing
Perforación con tubería enrollada (Coiled Tubing)
Fracturamiento
47
Operaciones Submarinas
Pozos profundos
Oleoducto, gasoducto, líneas de flujo.
2.1.2.5. Utilización rutinaria de Coiled Tubing
Descarga de pozos
Limpieza
Corte de tubería
Acidificaciones o Estimulaciones
Sartas de velocidad
Operaciones de pesca
Desplazamiento de herramienta
Registro de pozos
Asentamiento o recuperación de tapones
2.1.2.6. Hidráulica del Coiled Tubing
Los servicios de Coiled Tubing se desarrollan alrededor de la capacidad de
bombear fluidos a través de la tubería durante las labores de workover.
La fricción que se realiza mediante los fluidos se vuelve extremadamente
grande cuando los porcentajes de bombeo se incrementan debido al diámetro
pequeño del Coiled Tubing. La presión límite de trabajo del Coiled Tubing que
son 5000 psi restringe gravemente los porcentajes de bombeo permisibles
para varios fluidos.
48
Existen varios factores que deben considerarse para realizar una operación
del Coiled Tubing las principales son:
Diámetro de la tubería
Longitud de la Coiled Tubing
Tipo de flujo y su reología
Temperatura promedio del fluido
Viscosidad del fluido
Densidad y gravedad especifica del fluido
Figura 37. Grafica de Bombeo Permisible en la Unidad de Coiled Tubing
(Tubing, Asociacion International Coiled, 2007)
Este diagrama muestra líneas de tendencia que han sido desarrolladas por
los fabricantes de Coiled Tubing, las mismas que sirven para predecir la caída
de presión, la cual se debe a la fricción de varios fluidos y tamaños de Coiled
Tubing.
49
2.1.2.7. Software IWI
El software IWI sirve para saber en las condiciones que se maneja el Coiled
Tubing teniendo, En este software se crea un proyecto general con
indicadores diferentes, se puede ingresar los datos del BHA que se va ocupar,
necesitando para la ejecución del trabajo las propiedades de la tubería del
Coiled Tubing, Tubulares y el data general del pozo.
Figura 38. Pestaña de Fuerza del Software IWI
(Software IWI)
Los cálculos incluyen el torque y el arrastre
El software da una respuesta a las siguientes preguntas:
o ¿Puede el Coiled Tubing puede alcanzar el fondo del pozo?
50
o ¿Si la respuesta es positiva entonces analizara con cuanta
fuerza puede asentar?
o ¿Cuánto es la fuerza máxima de tensión?
Además nos proporciona gráficos y tablas como:
o Peso vs. Profundidad
o Fuerza vs. Esfuerzos
o Estiramiento
o Fuerza de fricción
El programa también calcula el “catastrophic buckling” en superficie, para
realizar un proyecto en el programa se necesita:
Dimensiones de la tubería del Coiled Tubing
Tubulares del pozo
Herramienta (BHA)
51
Figura 39. Parámetros del Software IWI
(Software IWI)
52
El programa también incluye datos de:
Perfil de fluidos
Fluidos a bombear
Ovalidad (2%)
Excentricidad (usualmente 75%)
Es necesario definir si se quiere incluir en los cálculos el BHA, también se
debe colocar un factor máximo de estrés (0.80 usualmente).
Figura 40. Proyecto por defecto del Software IWI
(Software IWI)
53
Figura 41. Cálculo de Ajustes del Software IWI
(Software IWI)
El programa también da una guía para los coeficientes de fricción que se
utiliza de los cuales se tiene:
Figura 42. Coeficientes de fricción
(Software IWI)
54
NOTAS PARA EL CÁLCULO DE FUERZAS.
1. El módulo de elasticidad de Young se asume como 30Mpsi.
2. Los valores calculados son aproximados y poseen una variación de
+/- 0.05%.
3. La corrosión puede aumentar los valores de coeficientes de fricción.
4. El efecto de la parafina es desconocido.
5. En los perforados pueden incrementar su coeficiente de fricción
debido a la presencia de orificios y bordes metálicos.
6. Los coeficientes de fricción en gel varían de acuerdo a la cantidad o
porcentaje de gel que no se ha roto.
Con estos datos el programa analiza y arroja graficas en porcentaje de la
fatiga actual del Coiled Tubing.
Una vez ingresados todos los parámetros el programa proporciona gráfica en
la cual muestra el porcentaje de fatiga que posee la tubería del Coiled Tubing.
Figura 43. Grafica de Fatiga de Tubería del Coiled Tubing
(Software IWI)
55
2.1.3. HYDRA BLAST PRO TOOL
Es una herramienta rotaria que usa una serie de nozzles a los cuales se les
inyecta alta presión del Coiled Tubing, para disolver la escala presente y
realizar cortes en tuberías.
El Hydra -Blast Pro Tool es una herramienta que se utiliza en conjunción con
tubería flexible (Coiled Tubing) para la eliminación de la escala u otras
acumulaciones orgánicas del interior del revestimiento o la tubería.
Figura 44. Herramienta Hydra Blast Pro Tool
(Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating Instructions
Manual., 2014)
56
La limpieza de la herramienta consiste en que la cabeza gira a una velocidad
constante que es controlada por la velocidad de flujo. El fluido es bombeado
por la unidad de Coiled Tubing, permitiendo de ese modo la cobertura de
limpieza completa, en un solo pase. La velocidad de limpieza de la
herramienta está determinado por un programa que se lo realiza previamente
en el ordenador analizando así los parámetros necesarios para la buena
aplicación del Hydra Blast Pro Tool.
La tasa de recorrido vertical del Coiled Tubing mediante la herramienta Hydra
Blast Pro Tool depende del material, eliminando el número de chorros en la
cabeza de la boquilla, analizando así la velocidad de flujo del fluido de
limpieza, la caída de presión a través de los chorros, y el ID de la superficie
que se limpia.
La velocidad del viaje vertical Coiled Tubing usando el Hydra Blast Pro Tool
depende del material que se vaya a remover y también del número de nozzles
que se encuentran en cabeza de la herramienta, la velocidad de limpieza de
fluido, la presión saliente de los jets. El Hydra Blast Pro Tool tiene rangos de
3 a 10 pies/min esto significa (0.015 a 0.051 m/s).
El Hydra-Blast Pro Tool posee algunos beneficios como:
-Servicios con cortes químicos o explosivos.
-Servicios de matado de pozo.
-Post Trabajo realizado en análisis de softwares ayudando a saber resultados
antes de la inversión.
-El Hydra Blast Pro Tool es una herramienta que provee de una extrema
efectividad dando solución a muchos trabajos de limpieza en pozos esta
herramienta también puede limpiar diámetros mucho más largos que el OD
todo esto se debe a la combinación fluido-jet que permite así el éxito al
momento de realizar limpiezas de pozos.
-El aplicar esta técnica para poder realizar cortes de tuberías con fluidos
abrasivos han resultado un éxito, al momento de aplicarlo en tuberías de
57
perforación ya que estas son muy complicadas de cortar debido al material y
espesor que estas contienen.
- El Hydra Blast Pro Tool está diseñada para funcionar en cualquier tubo o
carcasa. Sin embargo, la velocidad de flujo máxima a través de la herramienta
limita su eficacia en la carcasa o tubo con un ID mayor que 7 in. Además
cuando la herramienta se utiliza una mayor carcasa la carga lateral puede
dañar el eje de salida de la herramienta.
Esta herramienta es capaz de bombear fluidos los siguientes líquidos pueden
ser bombeados a través de la Hydra Blast Pro Tool herramienta:
Agua
Ácido Acético
Nitrógeno
Ácido HCl
Mezclas de geles y arena
Solventes
Tabla 3. Especificaciones de la Herramienta Hydra Blast Pro Tool
Especificaciones del Hydra Blast Pro Tool
Temperature rating 250°F
Temperature rating (hing-temperature staror) 350°F
Maximun pressure raiting 6.300 psi
Maximun flow rate through tool 50 gal/min
Rotational speed at 42 gal/min 20 rev/min
Maximun tensile (in retaining ring) 5200 lb pie
Maximun tensile rating (in rest of tool) 20.600 lb
(Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating Instructions
Manual., 2014)
58
El principio del Hydra Blast Pro Tool es hidráulico el cual solo se apoya del
fluido motriz para así poder obtener óptimos resultados al momento de hacer
girar la cabeza de la herramienta donde están ubicados los nozzles.
2.1.3.1. Parámetros de la herramienta Hydra Blast pro Tool
• Coiled Tubing
• Outside Diameter
• Wall Thickness
• Safe Pressure
• Core Diameter
• Length
• Fluid Density
• Hydra Blast Tool
• Cleaning Energy
• Tool P-Joss
• Jet Head OD
• Number of Passes
• Well Information
• Target ID
• Max Work Depth
• Pressure at Depth
• Bottom Temp
• Work Interval
59
• Miz Annulis Vel
Una unidad de Coiled Tubing es propiamente adecuada para acoplarla a
Hydra Blast Pro Tool. La presión de bombeo varía dependiendo del trabajo
que se vaya a realizar por ejemplo para realizar un corte de tubería varia de
4500 a 6000 psi. Para tener una eficiencia debemos analizar el número de jets
que vamos a tener teniendo así un mejor resultado cuando fuéremos a realizar
una limpieza o un corte de tubería, el caudal necesario para poder realizar
esta operación tiene un rango de 20 a 50 galones/minutos.
Al momento en el cual el fluido (polímeros, agua, arena, bactericida) es
expulsado por la presión mediante los jets podemos observar que el efecto
del chorro es más fino observándolo de cualquier ángulo comparándolo con
el que genera el agua que es más grueso, eso se debe a la composición
química.
El seleccionar el tamaño de los nozzles es muy importante ya que este
parámetro definirá la calidad del corte, el manual recomienda 0.093 pulgadas
0.089 pulgadas, 0.078 pulgadas todo esto depende del tipo de trabajo que
vayamos a realizar.
Aunque el Hydra Blast Pro Tool se utiliza principalmente para la eliminación
de escala la técnica de corte de tubería se ha hecho muy famosa cuando
queremos realizar una pesca necesitando cortar los tubos.
Observe que la mitad del collar está suavemente cortado, la superficie del
corte es rugosa, el diámetro exterior e interior del cuello están libres de
rebabas o bengalas que puede causar un enchufe de pesca para atorarse
durante las operaciones de pesca.
Para operar la herramienta Hydra Blast Pro Tool necesitamos revisar antes
ciertos parámetros que son los siguientes:
60
2.1.3.1.1. Utilización del Coiled Tubing
Cualquier unidad de Coiled Tubing diseñada para realizar trabajos petroleros
es adecuada para adaptar el Hydra Blast Pro Tool, la unidad debe soportar
presiones cerca de los 5000 psi debido a que la eficiencia del trabajo de
limpieza o corte de tubería depende del número de jets que tenga la
herramienta y la caída de presión a través de ellos. La unidad Coiled Tubing
debe ser capaz de mantener una velocidad constante de 1 a 10 pies / min
mientras se ejecuta Coiled Tubing en el interior del pozo.
2.1.3.1.2. Requisitos de la bomba
Se deben ocupar bombas adecuadas para realizar este tipo de trabajo como
pueden ser la HT-150 o HT-400 que se pueden utilizar para las operaciones
de limpieza a chorro con volúmenes que varían de 20 a 50 gal / min. Cuando
se utiliza un filtro de deslizamiento de inyección de polímero, este se mezcla
con el agua de lavado ya que el agua pasa a través de la corredera. Si un filtro
skid de inyección del polímero no se utiliza los tanques de circulación son
necesarios para mezclarlo.
2.1.3.2. Ventajas de aplicar la técnica de corte abrasivo utilizando
Hydra Blast pro Tool
Puede cortar tuberías que tienen un gran espesor.
La herramienta puede trabajar en diámetros reducidos.
Es resistente altas presiones y temperaturas.
Puede ingresar a realizar cortes en lugares de alta inclinación (pozos
direccionales y horizontales).
Esta técnica no usa explosivos tampoco químicos que vayan a dañar.
la tubería y que pueden ser de alto riesgo para el personal.
61
Esta técnica se la puede usar sin la necesidad de matar el pozo.
La técnica resulta económicamente rentable.
Esta técnica corta 360° por dentro de la tubería aplicando así la
misma fuerza de chorro.
Se puede realizar varios cortes en una misma corrida.
2.1.3.3. Consideraciones antes de realizar corte con Hydra Blast
pro Tool
Conocer las mínimas restricciones en el pozo
OD e ID de la tubería a cortar
Grado de acero a cortar
Profundidad a la que se realizará el corte
Presión de fondo y temperatura
Posibilidad de circulación
Máxima tensión permitida a aplicar en la sarta a cortar
Coiled Tubing dimensiones y longitudes
Caudal de bombeo y presiones
2.1.3.4. Partes de la herramienta Hydra Blast Pro Tool
La herramienta Hydra Blast Pro Tool está compuesta de diferentes partes las
cuales permiten el funcionamiento hidráulico.
Las especificaciones de la herramienta son las siguientes:
Mud motor with wobble-gear speed reducer
Rotation speed – 10 to 20 rpm
62
Torque - approx. 50 ft-lb
1.75-in. OD tool, up to 50 gpm
2.88-in. OD tool, up to 125 gpm
Different stators for different temperature ranges up to 350 °F
La herramienta Hydra Blast Pro Tool está compuesta por:
Figura 45. Partes de la herramienta Hydra Blast Pro Tool
(Halliburton, 2014)
63
2.1.3.5. Configuración de los nozzles en la herramienta Hydra Blast
Pro Tool
Tenemos tres tipos de configuración de nozzles. Estos tienen una velocidad
de expulsión de 4500-psi presión adecuada para el movimiento del motor.
Para poder realizar una hoja de cálculos de fricción de Coiled Tubing debemos
primero elegir el tamaño de los nozzles, el caudal, el coeficiente de descarga
y la caída de presión a través de la herramienta Hydra Blast Pro Tool varía de
entre (500 a 1000 psi) en la sección, se debe analizar la densidad del fluido.
Después de analizar detalladamente los parámetros mencionados
anteriormente se procede a realizar el proceso de predicción de la presión que
vamos a ocupar en el corte, analizar la superficie de trabajo donde veremos
después implicado la geometría del Coiled Tubing (diámetro de tubería
flexible, longitud, secciones cónicas, diámetro de carrete) así como la tubería
de revestimiento y otras propiedades del fluido.
El aplicar estos pasos darán como resultado el caudal critico aplicando la
presión de 3500 psi necesario sobre los nozzles que se elija.
Tabla 4. Parámetros de los nozzles
Nozzle Size
(in)
Nozzles
(qty)
Flow rate
(gal/min)
Pressure Drop
(psi)
0.087 3 23 4500
0.099 3 30 4500
0.115 3 33 4500
(Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating Instructions
Manual., 2014)
64
2.1.4. ATRAPAMIENTO DE TUBERÍA
2.1.4.1. Problemas de atrapamiento de tubería
Hay mucha información que se tiene que revisar y reunir antes de intentar un
trabajo de recuperación de la tubería. El especialista en recuperación de
tubería debe solicitar y recibir la siguiente información del representante de
los clientes antes de los preparativos para que comience la recuperación de
la tubería:
Tamaños y profundidad del casing.
La profundidad total del pozo y tamaño del agujero.
La profundidad de la broca o la profundidad de la empaquetadura.
El tamaño del tubo (ID y OD) incluyendo el peso y profundidad.
Tipo de fluido en el pozo (Mud, Kcl, agua salada, etc.).
Tipo desviación (pozo desviado o horizontal).
Profundidad para saber si el kick off es aplicable.
Temperatura y la presión agujero.
Una estimación del punto atascado determinándolo por tramo de
tubería si se completa.
Especificaciones del taladro (configuración de tuberías y
restricciones).
Condición de hoyo.
Ensamblaje de fondo como por ejemplo BHA y Tubería de
perforación entre otros.
Cuerdas múltiples.
Ubicación de puntos de acceso del gas y puntos de circulación, etc.
65
Un requerimiento muy importante para ser un especialista en recuperación
de tubería es tener imaginación. Este un parámetro que no muchos tienen
ya que desde el primer día nos desarrollamos mediante la imitación,
estudiando (cosas que podemos ver) e imaginar (cosas que no podemos
ver). A medida que envejecemos, tendemos a confiar más en los
absolutos como cuando observamos una luz es roja nos detenemos. Se
pierde mucho la capacidad de imaginar lo que no se puede ver.
Para ser un especialista en recuperación de tubería atrapada se debe
tener la capacidad de imaginar lo que le está pasando a la tubería dentro
del pozo. El realizar preguntas como ¿En qué tipo de formación está
pegada la tubería?, ¿qué tipo de adherencia se encuentra en ese lugar?,
¿qué tipo de acción va a lograr los resultados deseados?
Recuerde: No todos los trabajos de recuperación de tuberías se cortan o
se usan explosivos. Se debe analizar la situación para escoger la mejor
opción.
Cuando una tubería no se puede mover se dice que se encuentra pegada
este problema impide rotarla y circular en el pozo. Existen diferentes
causas por la cual la tubería queda atrapada y estas son:
Geometría del pozo
Pega Diferencial
Empaquetamiento
Vibraciones en la sarta de perforación
2.1.4.1.1. Geometría del pozo
El atrapamiento de la tubería se puede generar debido a recuperar la tubería
o bajar, esto se puede producir debido a la rigidez del BHA y al no aceptar
cambios drásticos en la geometría del pozo.
66
2.1.4.1.2. Pega diferencial
El momento de perforar una formación que posea una gran permeabilidad se
procede a crear una costra, esto es debido a que la presión hidrostática es
mayor a la presión de la formación. Esto dificulta el movimiento y rotación de
la tubería en el interior del pozo, este riesgo aumenta si el pozo es desviado
teniendo alto grado de inclinación.
2.1.4.1.3. Empaquetamiento
La pega de la tubería en el empaquetamiento generalmente se genera cuando
pequeñas partículas de la formación caen dentro del pozo perforado a la altura
de los lastra-barrenas o de las herramientas con diámetro cercano al del pozo,
obstruyendo el paso del fluido en el espacio anular y atascando la sarta.
2.1.4.1.4. Vibraciones en la sarta de perforación
Las vibraciones en la sarta de perforación producen fallas y desgaste en la
tubería y la broca, existen los siguientes tipos de vibración.
Torsional
Axial
Lateral
2.1.4.2. Beneficios de realizar un trabajo de corte de tubería
Los servicios de cortes de tubería pueden ser necesarios para un número de
circunstancias.
67
Tubería atascada durante la perforación.
Tubería atrapada en los pozos de producción.
Abandono operaciones.
Se requiere servicio de corte de tubería cuando la plataforma no es capaz de
tirar de la tubería del pozo (abierto o pozo entubado). El tubo puede estar
pegado a cualquier profundidad esto se debe a una variedad de razones:
La tubería de perforación puede atascarse debido a un ojo de llave,
formaciones inestables, la escasa rentabilidad de lodo de
perforación, El diferencial de presión, etc.
La tubería de producción puede atascarse debido a la corrosión de
la tubería o una capa de escala que cubra el espacio tubería de
producción-casing, objetos o herramientas extraña en el pozo, mal
control de arena invasión través del casing, etc.
2.1.4.3. Importancia de recuperar la completación de fondo
Servicios de recuperación de tuberías es normalmente un proceso de tres
partes:
1. Localización de la profundidad a la que la tubería se ha quedado atascado.
Se puede aplicar la técnica de contar la parada de tubos y hacer una
lectura estimada esta técnica no se recomienda como la determinación
final por su bajo nivel de fundamentos y la otra es determinando el punto
libre esto lo realizamos mediante un cable metálico que nos ayuda a
determinar donde se encuentra la profundidad exacta para poder cortar
2. Realizar una técnica que permita cortar o separar la tubería esto puede ser
mediante estas técnicas:
El Rig indujo el punto ciego back-off.
68
Explosivamente induciendo el back-off.
Separación explosiva. (Cortadores, herramientas de separación, etc.)
Nota: se debe analizar muy bien el tipo de técnica que se va a aplicar debido
a que si no despega la tubería puede atascarla más o complicar un futuro
trabajo de pesca u otra actividad.
3. Recuperación del tramo de tubería restante. Esto puede requerir
numerosas combinaciones.
2.1.5. REGISTRO DE PUNTO LIBRE (FREE POINT)
El registro de punto libre o (free point) es el acto por el cual se determina a
qué profundidad la tubería se encuentra atascada. Esto es muy importante
para poder realizar un trabajo de corte de tubería debido a que si realizamos
un corte en la parte equivocada dificultaríamos la tarea de pesca de tubería.
69
Figura 46. Registro de Punto Libre
(Halliburton, 2014)
Para analizar un registro del punto libre la tubería indicamos algunas
herramientas y su principio.
La herramienta FPI utiliza un sensor de tensión que puede sentir el
estiramiento o la rotación inducida en la sarta de la tubería o través de tracción
o el peso aplicado por el equipo de perforación.
La herramienta HFPT utiliza sensores magnéticos para detectar diferencias
magnéticas entre tubería atascada y la libre.
70
2.1.5.1. Tipos de herramientas para determinar el punto libre
Hay varios métodos para determinar la profundidad punto libre en una sarta
atascada:
2.1.5.1.1. Pipe Stretch
El primer método es la estimación de la profundidad del punto libre por tramo
de tubería. Este método no se considera particularmente exacto pero se
puede utilizar en la selección de una profundidad de partida para iniciar
operaciones con la herramienta y estar pendiente del indicador del punto libre.
71
Figura 47. Grafica del método de Pipe Stretch
(Halliburton, 2014)
72
Figura 48. Herramienta con Centralizadores para Registros Eléctricos
(Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating Instructions
Manual., 2014)
2.1.5.1.2. Indicador punto libre (Legacy)
Este indicador de punto libre es la herramienta usa como el estándar
yacimiento de petróleo durante muchos años. Una vez que el punto de libre
estimado ha sido determinado por tramo de tubería, la herramienta de
indicador de punto libre se puede utilizar para reducir la profundidad atascado
través de la estación se detiene. En cada estación de detener la herramienta
se encuentra en la tubería, la sarta de tubería es de estiramiento o par de
torsión, el sensor mecánico puede ver el tramo de tubería minutos o par de
torsión y transmite los cambios mecánicos a la superficie del panel como mv
DC. El mv DC en el panel de superficie dará una indicación como para capear
la tubería está libre o atascado.
2.1.5.1.3. Herramienta HFPT
La Free Point Halliburton (HFPT) es una nueva herramienta de determinación
de punto libre que utilizando los cambios magnéticos en el material de la sarta
para indicar los cambios físicos en el material de la tubería. Los cambios
magnéticos en el material de la sarta son registrados por los sensores
magnéticos y se transmiten por el cable al panel de superficie.
Existen técnicas que a la complejidad y a las limitantes siendo el espesor del
tubo y el ángulo de inclinación del pozo las principales.
73
2.1.6. CORTADORES DE TUBERIA
En la industria Hidrocarburifera existen diferentes tipos de cortadores de
tubería siendo los principales los mecánicos, los químicos y los que ocupan
un sistema abrasivo. (Herramienta Hydra Blast Pro Tool)
2.1.6.1. Tipos de Cortadores de Tubería
Existen diferentes tipos que realizan el trabajo de corte de tubería, algunos
con limitaciones muy altas otros muy efectivos.
2.1.6.1.1. Cortador Químicos
Los cortadores químicos se utilizan comúnmente para recuperar tubos libres
de una sarta de tubos atascados. El cortador químico utiliza un producto
altamente corrosivo (trifluoruro de bromo) es aplicado bajo presión extrema y
temperatura para ir disminuyendo la pared de la tubería a través de la
corrosión. Se utilizan materiales explosivos en los cortadores químicos; Por
lo tanto se debe seguir todos los procedimientos de seguridad con el manejo
de explosivos
74
Figura 49. Herramienta de Corte Químico
(Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating Instructions
Manual., 2014)
Ventajas:
El momento de realizar el corte química se debe tener tensionada la sarta de
perforación por lo cual si se desprende la tubería cortada sabremos en ese
instante.
Desventaja:
El Trifluoruro de bromo es un material altamente corrosivo y peligroso.
El trifluoruro de bromo puede disolver el material orgánico (piel), crear
daño pulmonar si se inhalan los vapores, iniciar incendios cuando entra
en contacto con grasa o aceite en las plataformas, etc.
El espesor máximo de la pared para el corte de éxito es de
aproximadamente 0.50”.
Enfrentamiento Limited, aproximadamente 0.350 "
Grado de la temperatura máxima de 350 grados. F. (176 grados. C.).
75
Agente químico altamente reactivo.
Problema potencial con el deslizamiento de anclaje.
2.1.6.1.2. Cortador Jet con explosivos
Los cortadores Jet con explosivos se utilizan comúnmente para recuperar tubo
libre en una cadena de tubos atascados. El cortador de chorro explosivo
utiliza una carga de forma radial para proyectar un metal fundido, que
desplaza el material de la tubería a medida que pasa a través de la pared de
la misma.
Ventajas:
Los cortadores con explosivos pueden entrar fácilmente dentro de ID de las
tuberías. Se lo puede activar manualmente después.
Desventaja:
Los cortadores de tipo jet hinchan el extremo de la tubería (pescado)
viéndole desde un ángulo superior.
Puede perjudicar a otras sartas de tubería o carcasa.
Los tipos de cortadores de clase “A” tamaños más grandes no son
transportables por el aire.
Algunos cortadores de tipo jet dejan residuos.
Figura 50. Explosivos para Corte
(Halliburton, 2014)
76
Figura 51. Herramienta de corte con explosivos
(Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating Instructions
Manual., 2014)
2.1.6.1.3. Cortador Mecánico
El corte de tubería mecánico es uno de los métodos más antiguos siendo en
la actualidad uno de los menos efectivos debido a las limitaciones de corte
77
que tiene este tipo de cortador, El principio de este tipo de corte es girar la
herramienta dentro de la tubería que se procederá a cortar.
Ventajas
Evita que herramientas se queden atascadas en el pozo.
Rápida instalación.
No ocupa explosivos ni químicos.
Desventajas
Limitaciones de corte. (máximo corte de Tubing)
No se obtiene un corte óptimo, dejando la punta del pescado de
manera difícil de recuperarlo.
Figura 52. Cortador Mecánico
(Welltec)
78
CAPÍTULO III
3. PARÁMETROS PROCEDIMIENTO Y TÉCNICA
PARA REALIZAR UN CORTE ABRASIVO
USANDO LA HERRAMIENTA HYDRA BLAST PRO
TOOL
En este capítulo se analizaran los parámetros, el procedimiento y la técnica
que se emplea cuando se realiza un corte de tubería abrasivo.
3.1. PARÁMETROS PARA REALIZAR UN CORTE DE
TUBERÍA CON UN SISTEMA ABRASIVO
3.1.2. ANALIZAR EL MATERIAL Y LA RESISTENCIA A LA TENSIÓN DE
LA TUBERÍA QUE SE VA PROCEDER A CORTAR
Antes de proceder a cortar una tubería debemos analizar los parámetros de
la tubería como por ejemplo:
Tubería 3 ½ pulgadas Drill Pipe
Especificaciones:
79
Figura 53. Dimensiones y Resistencia de una Tubería 3 ½ pulgadas DP
(Halliburton) 2014
Tubería 5 ½ pulgadas Drill Pipe
Especificaciones:
80
Figura 54. Dimensiones y Resistencia de una Tubería 5 ½ pulgadas DP
(Halliburton) 2014
Observamos el diámetro de la tubería la resistencia de tubería el tipo de
tubería y el grado de esta manera procedemos a realizar un estudio de
ingeniería para así saber el material que cortaremos.
3.1.2.1. Corte en tubería de perforación
Es un componente de la Sarta de Perforación, que va desde el BHA de sub-
superficie a la superficie.
La tubería de perforación está formada por un cuerpo tubular y juntas anexas
(caja y pin) de diferente diámetro.
81
3.1.2.2. Funciones de la tubería de perforación.
Trasmitir la potencia generada por los equipos de rotación del taladro de
perforación hacia la broca. También nos sirve como canal de flujo para
transportar los fluidos a altas presiones, desde el sistema de circulación del
taladro de perforación hacia la broca la función principal de la tubería de
perforación es darle la profundidad necesaria al pozo, la Clasificación y
propiedades Mecánicas de la tubería de perforación, La tubería de perforación
se clasifica de acuerdo al:
Grado de acero
Longitud
Condición de uso
Esta clasificación involucra una serie de aspectos que son considerados en
un diseño óptimo de la sarta de perforación estos parámetros que se
consideran para realizar un corte optimo ayudaran al análisis del material.
3.1.2.2.1. Grado de acero
Existen cinco tipos que comúnmente utilizan las empresas dedicadas a la
perforación de pozos, Casi sin excepción la tubería se han hecho de acero al
carbón teniendo un porcentaje de 0.3 de carbón con mínimas cantidades de
manganeso para así darle resistencia, muchos fabricantes le dan un
tratamiento especial a las tuberías para proporcionar propiedades que ayuden
a tener una mayor vida útil.
El American Petroleum Institute define a las características de diferentes
aceros para tuberías asignando letras dependiendo a su grado seguido por
un número que indica la resistencia a la cedencia requerido para producir una
deformación de 0.5% exceptuando el caso de P-I 10, donde la deformación
es de 0.6% de la longitud original.
82
Tabla 5. Grados de acero según la perforación
API H40
Acero al carbón, calentado a 899 °C
(1,650 °F) y enfriado en aire a
temperatura ambiente, conveniente
para trabajar en presencia de H2S a
altas temperaturas 80 °C (175 °F)
Con un esfuerzo mínimo de
influencia de 40,000 psi y un máximo
de 80,000 psi. Con esfuerzo de
ruptura de 60,000 psi.
API J55
Acero al carbón, calentando a 899 °C
(1,650 °F) y enfriado en aire a
temperaturas. Con un esfuerzo
mínimo de fluencia de 55,000 psi y
un máximo de 80,000 psi Con
esfuerzo de ruptura de 75,000 psi.
API K55
Acero al carbón, calentando a 899 °C
(1,650 °F) y enfriado en aire a
temperaturas. Con un esfuerzo
mínimo de fluencia de 55,000 psi y
un máximo de 80,000 psi Con
esfuerzo de ruptura de 95,000 psi.
API L80
Acero al carbón, conveniente para
trabajar en presencia de H2S a todas
las temperaturas. Con un esfuerzo
mínimo de fluencia de 80,000 psi y
un máximo de 95,000 psi Con
esfuerzo de ruptura de 95,000 psi
API L80 13Cr Acero de aleación con un 13% de
cromo. Conveniente para trabaja en
83
presencia de CO2. Susceptible de
dañarse el manipularse y de producir
“galling” o endurecimiento por
trabajo.
API N80
Acero al carbón, templado y revenido
para producir un material de
estructura martensítica de alta
resistencia con la mínima cantidad
de austenita retenida, para reducir la
susceptibilidad al degaste por
corrosión producido por sulfuro,
siendo conveniente para trabajar en
presencia de h2s a temperaturas
superiores a los 65.5 °C (150°f).
Tiene un esfuerzo mínimo de
fluencia de 80,000 psi y un máximo
de 110,000 psi. Con un esfuerzo de
ruptura de 100,000 psi.
API C75/90/95
Acero al carbón, templado y revenido
para producir un material de
estructura martensítica de alta
resistencia con la mínima cantidad
de austenita retenida, para reducir la
susceptibilidad al degaste por
corrosión producido por sulfuro, C75
puede ser usado en presencia de
H2S a todas las temperaturas y C95
a temperaturas superiores a los
65.5°C (150°F) Teniendo un
esfuerzo mínimo de fluencia de
90,000 psi y 95,000 psi para C90 y
84
C95. Un esfuerzo de fluencia de
110,000 psi y un esfuerzo ultimo de
105,000 psi para ambos.
API P105/110
Acero altamente resistente.
Conveniente para trabajar en
presencia de H2S solo a
temperaturas superiores a los 80°C
(175°F)
API V150
Acero altamente resistente, con
esfuerzos de fluencia de 150,000 psi.
No es conveniente para trabajar en
presencia de H2S
(API, Propiedades de tubos de perforación)
Estos tipos de tuberías nos ayudan a saber cuál es su punto de Esfuerzo de
ruptura o cedencia Mínima y Máxima, lo cual representa el factor principal de
diseño para los pozos y sus profundidades respectivas para esto en la
siguiente tabla analizamos las consideraciones de los siguientes tipos de
tubería.
Tabla 6. Grado de acero de la tubería de perforación
Grado de acero Esf. rup. Min (psi) Esf.rup.max (psi)
D 55000 85000
E 75000 105000
X 95000 125000
G 105000 135000
S -135 135000 165000
(API, Propiedades de tubos de perforación)
85
3.1.2.2.2. Longitud de la tubería de perforación
Los valores de longitud de la tubería de perforación, están clasificados por la
American Petroleum Institute en los siguientes rangos:
- Rango 1 o Longitud de: 16 a 25 pies
- Rango 2 o Longitud de: 26 a 34 pies
- Rango 3 o Longitud de: 35 a 45 pies
3.1.2.2.3. Condiciones de uso de la tubería de perforación
Esta propiedad nos indica el esfuerzo el uso el trabajo que han afectado a las
propiedades físicas de la tubería de perforación esto ya sea tanto en
condiciones externas como internas esto también implica el torque que se
aplicó, este parámetro se analiza después de haber utilizada la tubería en un
trabajo.
Tipo de clase
Nueva: Sin desgaste nunca ha realizado ningún tipo de trabajo.
Premium Class: Desgaste uniforme teniendo así un 80% de tubular
nuevo.
Class 2: Tubería con un espesor de pared remanente de al menos 65%
con todo el desgaste sobre un lado con lo que el área seccional se
considera aun tubería Premium.
Class 3: Tubería con espesor de pared de al menos 55% con el
desgaste localizado sobre un lado.
Lista de tubería Drill pipe según la normativa API
86
Figura 55. Lista de la Tubería Drill Pipe
(API, Propiedades de tubos de perforación)
3.1.2.3 Trabajo de Over Pull para realizar un trabajo de corte de tubería
de perforación
Para realizar un trabajo de corte de tubería necesitamos que el taladro de
perforación realice un trabajo de OVER PULL eso significa aplicar tensión a
la tubería de perforación, para es necesario saber el valor máximo de tensión
que resiste la tubería para esto realizamos los siguientes cálculos:
Área seccional (Asecc.) de la tubería:
𝐴𝑠𝑒𝑐𝑐 =𝜋
4∗ (𝐷𝐸 𝑡𝑝2 − 𝑑𝑖 𝑡𝑝2) = 𝑝𝑢𝑙𝑔𝑠2 Ecuación. [ 1 ]
87
Donde:
π / 4 = 3,1416 / 4 = 0,7854
DE tp = Diámetro externo de la tubería de perforación (pulgs)
di tp = Diámetro interno de la tubería de perforación, (pulgs)
Resistencia a la tensión (Rt)
𝑅𝑡 = 𝐸𝑠𝑓. 𝑟𝑢𝑝 𝑚𝑖𝑛. ∗ 𝐴𝑠𝑒𝑐𝑐 ∗ 𝐹. 𝑆 = 𝑙𝑏𝑠 Ecuación. [ 2 ]
Donde:
Esf. Rup min= Esfuerzo de ruptura mínimo de la tubería (psi)
Asecc= Área seccional del tubo (pulgs)
F.S= Factor de seguridad (90% o 85%)
Máxima sobre tensión (MST) o máximo Over Pull
𝑀𝑆𝑇 = 𝑅𝑡 − 𝑃𝑠 𝑓𝑙𝑢 = 𝑙𝑏𝑠 Ecuación. [ 3 ]
Donde:
Rt= Resistencia a la tensión (lbs)
Ps. flu= Peso de la sarta en el fluido (lbs)
88
Con esas fórmulas podemos calcular la tensión y la máxima tensión que
debemos aplicar a la tubería de perforación y así no tener complicaciones con
la misma.
3.1.3. FACTORES PARA LA APLICACIÓN DE LA HERRAMIENTA HYDRA
BLAST PRO TOOL
Al lado de las mejores prácticas, procedimientos e inspecciones a que se
refiere en el manual de la herramienta, que debe tenerse en cuenta,
principales factores que afectan a la ejecución del trabajo que debe tener en
cuenta para aumentar tus posibilidades de éxito son los siguientes:
3.1.3.1. Cálculos hidráulicos
Es necesario analizar y realizar cálculos hidráulicos considerando todas las
variables que afectan la caída de presión a través de los nozzles , presión de
inyección, WHP, perdida de presión en el Coiled Tubing por fricción, presión
de perdida de la herramienta, presión que pasa por el espiral dentro de la
tubería y presión hidrostática. Hay que asegurarse que exista siempre una
presión en los nozzles arriba de los 4500 psi.
89
Tabla 7. Cálculos hidráulicos de la herramienta Hydra Blast Pro Tool
Variable Valor en PSI
PRESION DE
INYECCION (+)
6,000
PRESION DE CABEZA
(-)
300
PRESION PERDIDA EN
LA TUBERIA (-)
1,350
PERDIDA DE PRESION
EN LA HERRAMIENTA
1500
PRESION
HIDROSTATICA EN EL
COILED TUBING (+)
3,100
PRESION
HIDROSTATICA EN EL
ANULAR (-)
2,900
PRESION DE SALIDA
DE LOS NOZZLES
4,550
(Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating Instructions
Manual., 2014)
Si observamos que la presión que llega a las boquillas no está por encima de
los 4500 psi hay que buscar un fluido que cuente con menos fricción.
90
3.1.3.2. Fricción en la tubería flexible
Este parámetro es muy importante ya que al ser el tramo de mayor longitud
para el paso del fluido genera una fricción en la tubería y requiere un análisis
para tener un éxito en el trabajo. Hay que analizar en laboratorio las
propiedades reológicas de suspensión final que se utilizara, estoy nos ayuda
a encontrar una presión de fricción más preciso.
3.1.3.3. Análisis granulométrico de corte de materiales
Hay que realizar un Sieve analisys para asegurarse que la arena que se va a
utilizar tiene una distribución uniforme hay que utilizar arenas que se observe
que la mayoría de granos (mayor al 65%) sean granos microsand, la arena
que se va a ocupar es un factor muy importante los cuales si se realiza una
mala elección se tendrá problemas críticos para conseguir el éxito de cortar.
3.1.3.4. Desplazamiento de fluidos
Para poder desplazar en material suspendido por el corte, es necesario utilizar
un fluido que minimice el movimiento de la boquilla, el movimiento de la
boquilla se rige fundamentalmente por la flotabilidad y la pérdida de presión
por fricción, tenemos que tener en cuenta que estos dos, para tener un buen
desempeño de la herramienta necesitamos reducir las posibilidades de
movimiento de la boquilla , para esto un factor importante es la densidad de
suspensión por la cual (líquido y arena) y otro será tener las propiedades
reológicas similares, para la primera característica hay que utilizar un fluido
base con salmuera para el desplazamiento.
91
3.1.3.5. Nivel de líquido
El nivel del líquido es un parámetro que hay que tener en cuenta cuando
ocupamos Coiled Tubing, y como revisamos antes el movimiento de la
boquilla se rige principalmente por la flotabilidad. Vamos a explicar dos casos
bueno y malo los cuales nos harán entender la importancia del nivel del fluido.
Teniendo uno de los mejores casos en el cual el líquido esta en superficie o
en punto cerca de la superficie y durante el trabajo la velocidad de bombeo es
suficiente hay que mantener el pozo lleno todo el tiempo,
En un mal caso el nivel del líquido está muy por debajo de la superficie, esto
será un problema y será un escenario muy complicado para tener buenos
resultados, Lo mejor que puede pasar en un caso así es que la tasa de
bombeo sea igual a la capacidad de embalse buscando así que el nivel de
fluido en el espacio anular sea constante, esto es muy difícil de determinar es
mejor esperar que se termine el trabajo de corte antes que el cambio de nivel
de líquidos afecte a la posición de los nozzles.
3.1.3.6. Ejecución del trabajo
Cuando se esté ejecutando un trabajo con arena en los nozzles hay que
mantener las condiciones de bombeo tan estables como sea posible, se debe
tratar mantener la velocidad de bombeo para que coincida con el diseño de
presión, una vez que las condiciones se estabilizan y al menos que se
produzca un evento inesperado no aumentar o disminuir la frecuencia de
bombeo y tratar de mantener una presión constante , un parámetro muy
importante que se debe tomar en cuenta es asegurarse antes de cada trabajo
que el motor de la bomba no cambie sus revoluciones por minuto por sí
mismo.
92
3.1.3.7. Tamaño de nozzles para realizar un corte
Hay que decidir cuál de los tres modelos de nozzles de corte se va a utilizar,
los nozzles de corte recomendados en el manual de la herramienta son: 0.115
in, 0.099 in y 0.087 in. Esto depende de la longitud y la caída de presión del
fluido, una recomendación es utilizar nozzles más pequeños si hay alta
fricción en el Coiled Tubing y para lograr presiones de trabajo más altas no se
necesitaran altas tasas.
3.1.3.8. Parar las actividades
Se puede realizar una parada cuando, Si se identifica un cambio de tubería
ya sea arriba o debajo de donde se va a realizar un corte, O cuando se ejecuta
un trabajo en el pozo y existe una restricción eliminando el movimiento esto
causado por la flotabilidad o la presión. En este caso aplicamos peso sobre la
parada.
3.1.3.9. Centralización
Utilice un centralizador en el BHA si la profundidad del objetivo está por
encima de los 30°, Eso le ayudará a lograr a tener una mayor estabilidad y
por lo siguiente ayudará a obtener un corte limpio.
3.1.3.10. Parámetros adicionales para recordar
Hay que tener en cuenta algunos parámetros para el buen uso de la
herramienta los cuales son:
• Leer y seguir las instrucciones del manual de Herramientas.
93
• Utilice una herramienta de "última generación". La tecnología es muy
importante al momento de prestar un servicio de calidad.
• Mantenga juegos de juntas y reparación de apoyo adicionales y principales
repuestos disponibles en el lugar.
• Tener repuestos de las herramientas y si no hay de todas por lo menos de
la que tengas mayor tendencia a ser cambiadas.
• Probar las herramienta antes de que el trabajo con tiempo suficiente para
repararlo si es necesario.
• Use un sellador (blue loctite) para unir la cabeza de corte de la herramienta.
3.1.4. VELOCIDAD PERMISIBLE EN LA HERRAMIENTA
El caudal que se va a manejar por dentro de una tubería es un parámetro que
se debe analizar cuidadosamente, eso se debe a que si la velocidad se la
categoriza muy alta esta tienen a producir un desgaste en las paredes de la
tubería esto causado por el fenómeno llamado fricción, esta fricción puede ser
un factor que remueve la película interna que protege la tubería, esto deja a
la tubería vulnerable a problemas como la corrosión, cabe resaltar que si la
fricción es muy considerable se presentara desgastes en la tubería
ocasionado por la abrasión por otro lado si la velocidad es muy baja se puede
asentar los sólidos lo cual hará una reducción de tamaño de tubería.
𝑉𝑐 =𝐶
𝜌0.5 Ecuación. [ 4 ]
Donde:
Vc: Velocidad erosional
P: Densidad del fluido
94
C: Constante cuyo valor esta entre 75 – 150 y 366.3 - 732.6 cuando se usan
unidades absolutas de los sistemas inglés y SI de unidades respectivamente,
normalmente se toma 100 y 488.
Recordando que V= q/A la ecuación se convierte.
𝑉𝑖 =𝑞𝑒
𝐴=
𝐶
𝜌0.5 Ecuación. [ 5 ]
Y suponiendo flujo es estable
𝑉𝑐 =𝑞𝑐
𝐴=
(𝑞𝑠𝑐)𝑒 𝑃𝑠𝑒
𝜌∗𝐴=
𝐶
𝑃0.5 Ecuación. [ 6 ]
Despejando (qsc)e y utilizando la definición de densidad de un gas se tiene
finalmente.
(𝑞𝑠𝑐)𝑒 = 1013.435 𝑑2 ∗ (𝑃
𝛾𝑔𝑍𝑇)0.5 Ecuación. [ 7 ]
(qsc)e: Es la tasa máxima permisible para evitar erosión de la tubería medida
a condiciones normales.
d: Diámetro de la tubería
P: Presión de la línea
Vq: Gravedad especifica del gas
Z: Factor de compresibilidad a P y T
T: Temperatura de flujo
C: Es una constante que depende de las unidades usadas para las variables
cuando se usan unidades absolutas su valor es 22.48 y 17.72 para los
sistemas inglés y SI de unidades respectivamente; y cuando se usan las
unidades del grupo 4 para los mismos sistemas inglés y SI que aparecen en
la tabla 2 su valor es 1012.435 y 48.4 respectivamente.
Como en una tubería la presión varía entre P1 y P2 y el volumen de gas
aumenta al disminuir la presión, para aplicar la ecuación (𝑞𝑠𝑐)𝑒 se debe usar
la presión mínima a la que se encontrase el gas en tubería.
95
3.2. PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR UN CORTE DE
TUBERÍA CON UN SISTEMA ABRASIVO
3.2.1. PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR EL PUNTO LIBRE DE UNA
TUBERÍA ATRAPADA EN UNA PERFORACIÓN
Los siguientes pasos son utilizados para la medición de punto libre con
herramientas magnética:
1. Determinar la posible zona mediante un análisis mecánico o análisis de
datos históricos de campo.
2. Bajar la herramienta y magnetizar la tubería de perforación en la zona
deseada.
3. Aplicar fuerza a la tubería con la torre de perforación. (torque,
compresión y tensión)
4. Dejar la tubería en un punto neutro y volver a realizar una corrida de
registro de punto libre pero esta vez subiendo cable. (Wire-Line)
5. Ver las diferencias entre las curvas después del punto de pega,
observar que no haya cambios de tubería en la zona analizada. (tener
en cuenta que sea una sección uniforme)
96
TU
BE
RIA
AT
RA
PA
DA
TU
BE
RIA
LIB
RE
La grafica se interpreta de la siguiente manera:
En el primer track observamos el registro CCL. (casing collar location)
En el segundo track están las secciones de subida y de bajada. (tensión
en el cable)
En el tercer track observamos dos líneas la línea roja es la curva de
Figura 56. Localización de Punto Libre
(Halliburton, 2014)
97
punto libre la cual nos sirve para determinar cualitativamente el campo
magnético, La línea negra es el registro que es de subida.
3.2.2. INSTALACIÓN DE LA UNIDAD DE COILED TUBING
Después de haber realizado la medición de punto libre haber tenido el dato
exacto donde vamos a proceder a realizar el corte es esencial ubicar la unidad
de Coiled Tubing tiene que instarse en la locación, Los siguientes pasos
indican la instalación de la unidad de Coiled Tubing en la locación.
Figura 57. Unidad de Coiled Tubing en pozo petrolero
98
Figura 58. Unidad de Coiled Tubing en Locación petrolera
En los siguientes cuadros se muestra los pasos para instalar una unidad de
Coiled Tubing en una locación petrolera.
99
Verificar distancias y
alturas desde la base de la grúa hasta la
cabeza del pozo
Alinear la unidad de
Coiled Tubing
Bajar el BOP a la base
Instalar cuello de
ganso sobre el inyector en
el Coiled Tubing
Montar cuello de ganso + Inyector
sobre el BOP
Armar cables de monitoreo + las cadenas de soporte en
el inyector
Verificar el funcionamiento de load pin
Prueba de tensión
10000 lb
Elevar BOP + Inyector + cuello de ganso y
armar BHA
Colocar el conjunto sobre la válvula master
Liberar el peso hasta estabilizar
100
3.2.3. ANALISIS DE FLUIDO ABRASIVO PARA LA APLICACIÓN EN LA
TÉCNICA DE CORTE ABRASIVO
El fluido que se ocupara en el sistema de corte de tubería abrasivo necesita
un previo análisis, este fluido está compuesto por:
Agua
Arena microsand
Goma Guar
Bactericida
En laboratorio se realizan pruebas para saber la calidad del fluido que se
ocupa y estos análisis son:
3.2.3.1. Análisis de caída de partículas
El objetivo es observar el tiempo que se demora en caer 15 gramos de arena
hasta el fondo de la probeta la misma que contiene (Goma Guar y Agua) a
temperatura ambiente y a una temperatura de fondo de pozo.
101
Figura 59. Goma Guar
PROCEDIMIENTO:
Preparar 250 ml. de solución de agua con 30 lb/Mgal de WG-11 y
tomar el tiempo que se demoran 15 gr. de arena en llegar al fondo de
la probeta con un cronometro ascendente.
Preparar 250 ml. de solución de agua con 30 lb/Mgal de WG-11
calentarlo a baño de María a una temperatura de 180 °F y tomar el
tiempo que se demoran la arena en decantar en la probeta utilizando
un cronometro ascendente.
102
Figura 60. Análisis Caída de Partículas a Temperatura Ambiente
103
Figura 61. Análisis Caída de Partículas a 180 °F
3.2.3.2. Análisis de granulometría (Sieve Analisys)
El objetivo de esta práctica observar la granulometría de la arena que
posteriormente se empleara en un trabajo de corte abrasivo de tubería, se
realiza el procedimiento para saber que el diámetro del grano no taponara los
jets del Hydra Blast Pro Tool.
Procedimiento:
Pesar 100 gramos de microsand esto nos ayudara a ver la calidad de
arena que tenemos, tiene que tener más del 51% en el tamiz
adecuado.
104
Figura 62. Microsand
Figura 63. Tamiz relativo
105
Colocar la arena en el tamizador configurado mallas diferentes en
este caso ocupamos malla 10, mala 14, malla 100, malla 140, malla
200 y malla 325.
Figura 64. Arena en los Tamices
106
Figura 65. Configuración de los Tamices
Prendemos el tamizador por 10 minutos tiempo en el cual la arena
pasara por los filtros hasta llegar a su menor diámetro de grano.
Luego pesamos cada malla y vemos que porcentaje de arena se
quedó ahí dándonos una sumatoria de 100%.
107
Figura 66. Resultado del Sieve Analysis
3.2.3.3. Análisis de viscosidad
Analizar la viscosidad de la goma guar (wg11) en contacto con agua y ver el
tiempo de hidratación de la mezcla. Se utilizó 0,96g de goma guar para simular
20lb/1000Gl, Se utilizó 1.44g de goma guar para simular 20lb/1000Gl y Se
utilizó 1,92g de goma guar para simular 20lb/1000Gl y 400 ml de agua.
Tabla 8. Descripción de aditivos para análisis de viscosidad
ADITIVOS CONCENTRACIONES UNIDAD
AGUA LAB 1000 galones Galones
WG-11 20 30 40 lb/mgL
108
Figura 67. Mixer De Laboratorio
Figura 68. Goma Guar WG-11
109
Figura 69. Medida para análisis de Viscosidad
Figura 70. Vista Superior del Mixer de Laboratorio
110
Para observar el tiempo de hidratación de la mezcla se pone diferentes
intervalos de tiempo.
Tabla 9. Análisis de viscosidad
3.2.4. CORTE DE TUBERÍA DE PERFORACIÓN APLICANDO SISTEMA
DE CORTE ABRASIVO
Analizado el punto libre, instalada la unidad de Coiled Tubing en la locación
revisado los parámetros procedemos a realizar el corte de tubería.
1.-Realizar con representantes de la empresa que requiera un servicio de
corte de tubería una reunión operacional sobre el trabajo que se va a realizar
y obtener permiso de trabajo.
2.- Probar, Calibrar el BHA de corte abrasivo de Coiled Tubing en superficie,
analizar el Over Pull de la tubería para tensionarla y verificar el corte en
superficie.
3.-Posicionar equipos de Coiled Tubing.
4.-Posicionar unidad de bombeo y Batch Mixer.
5.-Armar equipo de la forma estándar para trabajos con alta presión.
WG 11 (20 lb/1000 gal)
5 minutos 15 minutos 30 minutos 45 minutos
Viscosidad (cP) 11 12 12 12
WG 11 (30 lb/1000 gal)
Viscosidad (cP) 21 22 22 22
WG 11 (40 lb/1000 gal)
Viscosidad (cP) 29 34 34 34
111
Instalar sistema hidráulico de Coiled Tubing desde power pack hasta
Inyector y BOP.
Probar funcionamiento de la BOP:
Rams Ciegos
Rams Cortadores
Rams de Cuñas
Rams de Sellos
6.- Introducir tubería de CT 1 ½ pulgadas en el inyector.
7. - Vestir BHA para corte:
Tabla 10. BHA de corte de tubería
BHA DE CORTE DE TUBERIA
Roll-on Connector
Double Flapper Check Valve
Hydraulic Disconnector
Barra lisa
Hydrablast Pro Tool con
cabeza de corte de 3 jets de
0.115 pulgadas
8.- Instalar líneas de bombeo.
9.- Desplazar rollo de Coiled Tubing con fluido.
10.- Instalar unión o brida entre la BOP y Cruz de flujo.
11.- Instalar el inyector sobre la BOP y cruz de flujo.
12.- Instalar unión brida entre el cabezal del pozo y la cruz de flujo.
112
13.- Realizar prueba del sistema de alta presión con en líneas de bombeo,
Coiled Tubing, stripper, BOP y cabezal.
14.- Abrir válvula del pozo para bajar tubería flexible.
15.-Abrir válvula de retorno y válvula maestra.
16.- Bajar la Tubería del Coiled Tubing bombeando fluido a mínima tasa
realizando PULL TEST cada cierta profundidad hasta llegar a 200 FT antes
de profundidad de BHA del pozo, bajar velocidad a 20 ft/min a la profundidad
a determinada por registro de punto libre.
17.- Mezclar baches de arena, gel y bactericida.
18. Finalizado el trabajo de corte de tubería, retirar la tubería de Coiled Tubing.
19. Desarme de equipos.
3.3. TÉCNICA DE CORTE DE TUBERÍA APLICANDO SISTEMA
ABRASIVO
Utilizar un principio hidráulico aplicando fluidos abrasivos con altas
velocidades para cortes de tubería es una técnica que presenta mayores
ventajas tanto operacionales como de seguridad, ante los métodos
tradicionales como el corte mecánico o cortadores químicos. Optimizando de
esta manera el tiempo de corte y los recursos necesarios para el mismo.
113
Figura 71. Fluidos Abrasivos expulsado por los Nozzles
Para aplicar un corte de tubería debemos analizar en principio el cual nos va
a dar como resultado un corte óptimo, el realizar un corte de tubería con un
sistema abrasivo necesita un estudio previo ya sea el fluido que se aplicara,
el caudal necesario o la configuración de la herramienta.
3.3.1. FLUIDO OCUPADO EN EL CORTE DE TUBERÍA
El fluido que se va ocupar en el corte de tubería es muy importante analizarlo,
el fluido indicado.
114
3.3.1.1. Wash fluid
Las pruebas han demostrado que una solución de agua dulce polimerizado
0,3 % elimina la escala de 10 a 50 veces más eficazmente que el agua sola.
Las ventajas del agua dulce polimerizada son las siguientes:
3.3.1.2. Reducción de la fricción
Las pruebas han demostrado que el polímero mezclado con el agua aumenta
un 57 % más de fluidez al bombearlo que el uso de solo agua dulce.
Figura 72. Imagen de Reducción de Presión
(Halliburton, 2014)
3.3.1.3. Centrándose en el efecto
La corriente del chorro se mantiene más enfocada cuando son soluciones con
polímeros que el agua sola. Este efecto de enfoque disminuye la pérdida de
potencia de chorro como la distancia desde el chorro al objetivo.
115
Figura 73. Efecto del Uso de Hydra Blast
(Halliburton, 2014)
3.3.1.4. Bombardeo macromolecular
El alto peso molecular y resistencia del polímero hace que la corriente de
chorro que sale de los orificios de la herramienta pueda dar en el blanco con
más fuerza que el agua sola.
Figura 74. Bombardeo Macromolecular
(Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating Instructions
Manual., 2014)
116
3.3.1.5. Suspensión
Una solución de agua dulce con polímeros 0,3 % mantendrá sólidos en
suspensión mucho más eficazmente que el agua sola.
Figura 75. Bombardeo Macromolecular
(Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating Instructions
Manual., 2014)
3.3.2. FACTORES DE BOMBEO PARA REALIZAR UN CORTE DE
TUBERÍA ABRASIVO
En este programa ingresamos algunos datos los cuales nos darán como
resultado el Pressure Drop.
117
3.3.2.1. Diseño de presión de bombeo
Figura 76. Diseño de presión de bombeo
(Halliburton, 2014)
En este programa determinamos:
Para aplicar este software debemos analizar los nozzles, la densidad y el
caudal abrasivo.
3.3.2.1.1. Número de nozzles
El número de nozzles en el uso de corte de corte de tubería es 3 nozzles en
la boquilla esto se debe a que al tener 3 chorros que expulsan fluido a alta
velocidad podrán realizar un corte preciso y menos tiempo.
En la siguiente tabla podemos observar que a diferente tamaño de los nozzles
tenemos un diferente bombeo aplicando una misma presión.
∆P =Caudal2 ∗ densidad
12.032 ∗ [∑ area jet]2
∗ Cd2 Ecuación. [ 8 ]
118
El coeficiente de descarga es un valor el cual califica el desgaste de la
herramienta si la herramienta es nueva el valor seria 1 si ya tiene un
determinado desgaste por trabajos realizados el valor va disminuyendo.
3.3.2.1.2. Densidad del fluido en un corte abrasivo
La densidad del fluido es un parámetro muy importante para saber qué clase
de fluido vamos a inyectar al pozo, la densidad nos dará un valor promedio de
la movilidad del fluido en la herramienta Hydra Blast Pro Tool.
3.3.2.1.3. Caudal aplicado para corte abrasivo
Es la cantidad de fluido que pasa por un espacio determinado a cierto tiempo
y presión. En la herramienta Hydra Blast Pro Tool el caudal se lo calcula
dependiendo el fluido bombeado desde superficie.
119
Figura 77. Caudal de salida en la herramienta Hydra Blast Pro Tool
(Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating Instructions
Manual., 2014)
3.3.3. CONFIGURACIÓN DE FONDO DE LA HERRAMIENTA PARA
CORTE ABRASIVO DE TUBERÍA
Para realizar un corte de tubería necesitamos diferentes tipos de conectores
válvulas, tubería y la herramienta que posee la tecnología necesaria para
realizar este tipo de trabajo, configurando un ensamblaje de la siguiente
forma:
120
3.3.3.1. Tubería de 1 ½ pulgadas
Esta tubería es la que se utiliza en los trabajos con Coiled Tubing es una
tubería constante y de pequeño diámetro.
3.3.3.2. Roll-on conector
Permite la conexión de herramientas excepto motores de fondo.
Figura 78. Roll-on Conector
Fuente: (Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating
Instructions Manual., 2014)
Esta herramienta nos ayuda acoplar la tubería con el BHA haciendo una
conexión segura entre las dos partes.
3.3.3.3. Conector doble cuñas
Este tipo conector se ocupa cuando se aplica torque, este se ocupa cuando
se necesita una mayor fijación.
121
3.3.3.4. MHA (Motor Hold Assamble)
Esta parte está encargada de brindar seguridad y dar soluciones rápidas en
caso de algún problema en el pozo en MHA está compuesto por las siguientes
partes:
3.3.3.4.1. Doble Flapper
La doble Flapper ayuda a que los fluidos del pozo no retornen por el interior
de la herramienta.
Figura 79. Doble Flapper
(Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating Instructions
Manual., 2014)
3.3.3.4.2. Desconector Hidráulico
Se utiliza para desconectar la tubería en caso que haya un atrapamiento en
la herramienta en este caso el Hidra Blast Pro Tool.
Figura 80. Desconector Hidráulico
(Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating Instructions
Manual., 2014)
122
Tabla 11. Parámetros del Desconector hidráulico
MAGNITUD PARAMETRO
OD (pulgadas) 1.81
LONGITUD(pulgadas) 12.03
PRESIÓN (psi) 10000
TENSIÓN (lb) 29000
PRESION LIBERAR (psi) 3300
3.3.3.4.3. Sub de circulación
Sirve para aislar el motor de fondo y ayuda a tener una mejor circulación de
sólidos en el anular en el anular. Esta herramienta es de mucha ayuda si se
nos queda pegada la herramienta ya que se inserta una esfera desde
superficie la cual ayudara a presurizar esta parte y hará que se despegue de
la parte inferior de la herramienta.
3.3.3.4.4. Disco de ruptura
Este es un elemento de seguridad para casos en los cuales se necesite parar
la circulación, este disco de ruptura se activa automáticamente al ver
presurizada esta sección, un ejemplo práctico utilizando el Hydra Blast Pro
Tool seria cuando existe un taponamiento en los jets.
123
3.3.3.5. Centralizador
Ayuda a que la herramienta pueda bajar sin topar las paredes del pozo y
estabiliza la dirección de la herramienta. El centralizador se puede expender
hasta 7” de diámetro.
3.3.3.6. Ancla
Es una herramienta hidráulica que nos sirve para fijar el BHA.
Nota: Todas estas herramientas nos ayudan a configurar el BHA de corte de
tubería abrasivo usando la herramienta Hydra Blast Pro Tool cada parte es
Válvula
doble
Flapper
Desconector
Sub de
circulación Disco de ruptura
Figura 81. MHA (MOTOR HOLD ASSAMBLE)
(Halliburton, Hydra-Blast Pro Tool Assembly and Operating Instructions
Manual., 2014)
124
esencial por seguridad, ajuste, conexión y centralización. El ensamblaje del
BHA de corte de tubería debe tener una buena configuración debido al trabajo
que se va a realizar tomando en cuenta altas presiones que la herramienta
maneja, una temperatura alta dependiendo a la profundidad del pozo.
125
CAPÍTULO IV
4. ANÁLISIS TÉCNICO DE LA HERRAMIENTA
HYDRA BLAST PRO TOOL
Con el fin de analizar la nueva tecnología de corte abrasivo en los pozos
petroleros de alto ángulo de inclinación en el Ecuador a continuación se
presentan el caso de corte de tubería en el pozo X-1:
En el pozo X-1 se presentó una pega de tubería de perforación a la
profundidad de 10022 pies con un ángulo máximo de desviación de 71°.
El trabajo consiste en realizar un corte de tubería abrasivo con la herramienta
Hydra Blast Pro Tool y la unidad de Coiled Tubing a una tubería de 5 ½
pulgadas DP S-135, ubicada en 9806.58 pies.
4.1. POZO X-1
Para realizar un trabajo se debe saber ciertos datos de pozo para poder
realizar un previo análisis de corte de tubería abrasivo.
4.1.1 CONSIDERACIONES DEL POZO X-1
La sarta de perforación se atasca a 1022 ft, sin circulación y pierde la rotación
y se tiene un torque de 28 Klbs-pie, a la sarta se la ha trabajado para tratar de
sacarla con 300 Klbs, se acciono el martillo en 5 ocasiones sin tener éxito
alguno. La sarta tiene un peso muerto de 260 Klbs, el pozo tiene una máxima
desviación de 71° con una restricción mínima en el ID de 2.75 pies, la tubería
126
que procederá a cortar es DP 5 ½ pulgadas S-135 ID 4.776 e= 0.36 pulgadas,
la profundidad a realizar el corte es de 9806.58 pies.
4.1.2. BHA DEL POZO X-1
La siguiente tabla muestra la configuración del BHA atrapado en el pozo X-1.
Figura 82. BHA de perforación pozo X- 1
(Halliburton, 2014)
127
4.1.3. SURVEY DEL POZO
El pozo X-1 posee un alto ángulo de inclinación el cual es un limitante para
otras técnicas que no sean Coiled Tubing.
En la siguiente grafica se muestra el survey de pozo indicando el punto donde
se procederá a realizar el corte de tubería.
Figura 83. Survey de pozo X-1
(Halliburton, 2014)
128
Figura 84. Diagrama del pozo X-1
(Halliburton, 2014)
4.2. REGISTRO DE PUNTO LIBRE DEL POZO X-1
En el pozo X-1 se determinó que el corte de tubería se realice a una
profundidad 9806.58 ft debido a que en este punto no existiría ningún
problema cuando se realice el trabajo de pesca de la herramienta.
30 20 10 0 10 20 30
Diameter (in)
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
Me
asu
re
d D
ep
th (
ft)
Fluid Flow Path
Customer: Job Date: Ticket #:
Well Desc: Job Ty pe:Wellbore Geometry Version 1.0
25-Sep-14 12:33
129
Figura 85. Registro de Punto Libre pozo X-1
(Halliburton, 2014)
130
En el Registro de punto libre se observa el punto donde la tubería se encuentra
atrapada por lo siguiente es el punto ideal para proceder a realizar el corte.
4.3. OVERPULL APLICADO A LA SARTA DE PERFORACIÓN
DEL POZO X-1
El taladro de perforación aplica un crossover de 4 ft, la unidad de coiled instala
una grua de 80 TON. Teniendo tensionada la sarta con 40 lbf de over pull. El
total de altura en la mesa es 24 ft, esto permite un RIG UP adecuado de los
equipos.
Figura 86. Over Pull aplicado a sarta del pozo X-1
(Halliburton, 2014)
131
4.4. FLUIDO OCUPADO EN EL CORTE DE TUBERIA
ABRASIVO DEL POZO X-1
En el corte de tubería del pozo X-1 se ocupó la mezcla de los siguientes
compuestos con su respectivo volumen, la medida exacta ayuda a que el corte
sea óptimo.
Tabla 12. Fluido ocupado en el pozo X-1
COMPUESTO
Agua fresca
filtrada
Microsand
WG-11
SIEVE ANALISYS PARA EL POZO X-1
Se realizó un Sieve Analisys para saber las condiciones en las cuales se
encontraba la arena dando los siguientes resultados:
• El 51.11 % de la muestra de 100 gr. de arena utilizada se encontraba
en la malla 140.
• 35.12 % se depositó en la malla 200.
• El tamaño de la arena entre 0.0059 y 0.0041 pulgadas.
• 11.51 % en la malla 325.
• El mayor tamaño de partícula encontrado es 0.0787 pulgadas con un
0.10%.
132
Figura 87. Sieve Analisys para el pozo X-1
(Halliburton, 2014)
Conclusión:
No existen residuos que puedan interferir con la boquilla de la herramienta
Hydra Blast Pro Tool de diámetro 0.115 pulgadas.
133
Figura 88. Curva de Sieve Analisys del pozo X-1
(Halliburton, 2014)
4.5. BHA DE CORTE ABRASIVO CON LA HERRAMIENTA
HYDRA BLAST PRO TOOL
La configuración del BHA de corte de tubería abrasivo se armó de la siguiente
manera teniendo especificaciones de corte de tubería Drill Pipe 5 1/2pulgadas.
134
Tabla 13. BHA de corte del pozo X-1
BHA
Descripción OD
(pulgadas)
ID
(pulgadas)
LONGITUD
(pies)
Roll-on Connector 1.5 0.65 0.4
Double Flapper Check
Valve
1.75 0.87 1.47
Hydraulic Disconnector 1.81 0.625 0.98
Barra lisa 1.75 1 ¼ 3
Hydrablast pro tool con
cabeza de corte de 3 jets de
0.115”
2.26”
Figura 89. Herramienta Hydra Blast Pro Tool pozo X-1
(Halliburton, 2014)
135
Figura 90. Herramienta Hydra Blast Pro Tool pozo X-1
(Halliburton, 2014)
La herramienta de fondo estara ubicada de la siguiente manera en el pozo
para realizar el trabajo de corte de tuberia se debe tener en cuenta donde va
a estar ubicada la cabeza de corte ya que de este factor dependera el trabajo.
136
Figura 91. Funcionamiento de la Herramienta Hydra Blast Pro Tool en fondo
(Halliburton, 2014)
4.6. PRESIONES DE BOMBEO DEL POZO X-1
Utilizando un software para calcular la caída de presión en los nozzles, se
calcula que la circulación inicial obtenida en el pozo 42 gmp; 2964 psi.
137
Figura 92.Gráfico de presión de caída de la herramienta en el pozo X-1
(Halliburton, 2014)
La grafica muestra la caída de presión en la herramienta Hydra Blast Pro Tool.
El tiempo de jeteo abrasivo realizado fue correspondiente a 3 horas y 37
minutos. Se sintió un movimiento en la mesa del taladro a los 102 minutos.
Eso mostro que la tubería fue cortada con éxito.
138
Figura 93. Eventos del corte de tubería del pozo X-1
(Halliburton, 2014)
Evento del corte de tuberia Drill Pipe 5 ½ pulgadas:
2 Inicio de bombeo de gel + microsand 22:06:34
3 Se siente movimiento en mesa de taladro 23:48:15
4 Se inicia el desplazamiento de residuos con gel limpio 01:43:29
4.7. FATIGA DE LA TUBERÍA DEL COILED TUBING EN LA
OPERACIÓN DEL POZO X-1
Debido a que es una operación en un pozo altamente inclinado, la tubería
flexible sufre un cierto grado de fatiga, la fatiga que tiene la tubería en esta
operación es debido a desenrollar y enderezar la tubería desde el carrete, La
tubería sufre una fatiga al momento de doblar a través del cuello de ganso,
enderezar en el cabezal inyector, seguir la trayectoria del pozo altamente
inclinado y jalar fuera del agujero-doblar en el arco guía.
139
Figura 94. Fatiga inicial de la tubería de Coiled Tubing
(Halliburton, 2014)
La fatiga simulada está entre los rangos tolerables siendo 54.8%, la fatiga
inicial.
140
Figura 95. Fatiga final de la unidad de Coiled Tubing
(Halliburton, 2014)
El software IWI indica a tiempo real los datos muestra que existe una fatiga
máxima final de 56.6% en la operación de corte de tubería del pozo X-1.
4.8. RESULTADO DE CORTE DE TUBERÍA
Los resultados muestran que el trabajo de corte abrasivo utilizando la
herramienta Hydra Blast Pro Tool es efectivo, cuando la tubería es sacada a
superficie podemos observar que el trabajo fue realizado con éxito esto
muestra que este sistema abrasivo de corte puede cortar grandes espesores,
el resultado del corte ayuda a saber la forma del pescado que quedo en fondo
y así facilitar los trabajos futuros en el pozo X-1.
141
Figura 96. Resultado del corte de tubería DP 5 ½ pulgadas
(Halliburton, 2014)
Figura 97. Resultado de corte de tubería DP 5 ½ pulgadas
(Halliburton, 2014)
142
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
-La tecnología de corte abrasivo utilizando la herramienta Hydra Blast Pro Tool
es una herramienta de última generación que muestra mayor eficiencia que
otras técnicas de corte de tubería, llegando a cortar hasta Drill collar y HWDP
5 ½ pulgadas siendo la única tecnología capaz de realizar un corte de esta
magnitud.
-La tubería flexible es la solución para cuando existe un atrapamiento de
tubería en la perforación de un pozo con alta inclinación debido a que el Coiled
Tubing puede ingresar hasta los 90° de inclinación.
-Cuando existe un atrapamiento de tubería en un pozo con alta inclinación se
necesita una tecnología capaz de ingresar y deslizarse por el diámetro interno
de la tubería de perforación siendo la técnica de Coiled Tubing la mejor opción
ya que al ser una tubería constante y flexible esta no tienen limitaciones como
la tubería enroscable o el wire-line.
-En la industria petrolera ecuatoriana es la única tecnología capaz de realizar
cortes de tubería de perforación, realizando este tipo de cortes desde el año
2014 el tipo de corte abrasivo realiza un corte parejo en las paredes de la
tubería dejando la punta del pescado de manera que sea fácil recuperarlo.
-La mezcla del gel y la arena resulta efectiva para cortes de tubería, el ocupar
esta combinación no ocasiona daños posteriores a la formación del pozo,
debido a que esta composición no altera las propiedades de fondo del pozo.
143
-La medición del registro de punto libre debe ser lo más exacto posible debido
a que si se realiza un corte de tubería en el lugar incorrecto dificultara los
futuros trabajos de recuperación del BHA.
144
5.2. RECOMENDACIONES
- Antes de realizar un corte de tubería se debe analizar los parámetros
de la tubería a cortar, para tener en cuenta la cantidad de fluido
abrasivo que se ocupara en corte de tubería.
- Antes de realizar un trabajo de Coiled Tubing es necesario visitar la
locación para conocer las limitaciones de espacio y revisar el estado
actual del pozo.
- Poseer en locación unidad de filtrado para asegurar la calidad del
agua <10 NTU ya que el agua debe ser extremadamente limpia para
este tipo de trabajos.
- Una buena lectura de punto libre garantiza el trabajo de corte de
tubería, por lo cual el personal que procede a realizar el corte debe
estar capacitado para interpretar este tipo de registros.
- Para realizar este trabajo se debe tener en cuenta que el personal
debe estar capacitado para poder operar estas unidades ya que se
trabaja con altas presiones y químicos los cuales pueden causar
problemas a la salud si no se usa el equipo de protección personal
adecuado.
145
BIBLIOGRAFÍA
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Halliburton. (2014). Hydra Blast Pro Tool.
146
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Tubing, Asociacion International Coiled. (2007). Una Introduccion a la Tuberia
Enrollada.
Welltec. (s.f.).
147
ANEXOS
Anexo 1. Survey del pozo X-1
(Halliburton, 2014)
148
Anexo 2. Máxima tensión en la punta del Coiled Tubing
(Halliburton, 2014)
149
Anexo 3. Máximo peso a aplicar en la punta del Coiled Tubing
(Halliburton, 2014)
150
Anexo 4. Interface IWI
(Halliburton, 2014)
La línea azul y verde de la gráfica de arriba nos indica el peso que se
va a leer en el Indicador de peso durante la bajada (RIH) y el
levantamiento de la sarta de tubería flexible (POOH).
La línea roja nos indica que de acuerdo a los datos de desviación del
pozo, diámetros del aparejo que se le suministro al simulador, que no
existen problemas de la tubería flexible durante la bajada y
levantamiento a superficie, por efectos de compresión.
La línea café nos indica el límite de las líneas azul y verde sin correr
riesgo de romper la sarta de tubería flexible por peso o tensión.
151
Anexo 5. Propiedades de fricción de la Goma Guar
(Halliburton, 2014)
Friction - WG-11 - varying BaseGelViscosity
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6
Flow Rate, bpm
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
Well
bo
re T
rav
ers
e T
ota
l, p
sia
Curves1 cp 5.75 cp 10.5 cp
15.25 cp 20 cp
Customer: Job Date: Ticket #:
Well Desc: Job Type:Material Library 4.1.0.0
25-Sep-14 13:55
152
Anexo 6. Viscosidad vs concentración de Goma Guar
(Halliburton, 2014)
153
Anexo 7. Tiempo de hidratación de la Goma Guar
(Halliburton, 2014)