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Instituto Politécnico Nacional
Escuela superior de ingeniería y arquitectura
Unidad Ticomán
Aplicación de tubería flexible en la inducción con nitrógeno de pozos
petroleros
Trabajo final del seminario de “Perforación, Terminación y Reparación
de Pozos Petroleros” para obtener el título de ingeniero petrolero
Presentan:
Alan Almazán Muñoz
Nelly Hernández Rivera
Oscar Hugo Tapia Arias
Asesores: Ing. Manuel Torres Hernández
Ing. Arístides Domínguez Cárdenas
Octubre de 2012
AGRADECIMIENTOS
A MI MAMÁ
Porque eres de esa clase de persona que en todo me comprenden y dan lo mejor de si, sin esperar
nada a cambio, porque sabes escucharme y brindarme todo tu apoyo cuando es necesario, porque te
has ganado mi amor, admiración y respeto. Al término de esta etapa de mi vida quiero expresar un
profundo agradecimiento a quien con su ayuda, apoyo y comprensión me alentó a lograr esta
hermosa realidad. Te adoro.
Nelly
ÍNDICE
Objetivos
Resumen
Abstract
Introducción
Antecedentes
1. Historia de la tubería flexible ..................................................................................................... 10
1.1. Origen de la tubería flexible ............................................................................................... 10
1.2. Funcionamiento de la tubería flexible ................................................................................. 11
1.3. Mejoramiento y evolución de la tubería flexible ................................................................ 12
1.4. Evolución de la sarta continua de tubería flexible .............................................................. 14
1.5. Antecedentes de la perforación con tubería flexible ........................................................... 16
1.6. La tubería flexible en la actualidad ..................................................................................... 16
2. Composición de la tubería flexible ............................................................................................. 19
2.1. Elementos básicos de la tubería flexible ............................................................................. 19
2.2. La sarta de tubería flexible .................................................................................................. 20
3. Aplicaciones de la tubería flexible.............................................................................................. 22
3.1. Servicios básicos de tubería flexible ................................................................................... 22
3.1.1. Limpieza de tubería ..................................................................................................... 23
3.1.2. Estimulación selectiva ................................................................................................. 26
3.1.3. Cementación ............................................................................................................... 28
3.1.4. Pescas .......................................................................................................................... 36
3.2. Servicios integrados de tubería flexible .............................................................................. 40
3.2.1. Perforación con TF...................................................................................................... 40
3.2.2. Registros con TF (CTL) ............................................................................................. 43
3.2.3. Disparos con TF (CTP) .............................................................................................. 46
3.2.4. Terminaciones con TF ................................................................................................ 47
3.2.5. Fracturamiento hidráulico: CoilFRAC ........................................................................ 50
4. Inducción con nitrógeno ............................................................................................................. 52
4.1. Introducción ........................................................................................................................ 52
4.2. Objetivos ............................................................................................................................. 52
4.3. Consideraciones técnicas .................................................................................................... 53
4.4. Punto óptimo de inyección.................................................................................................. 54
4.5. Ejecución del programa modelo ......................................................................................... 55
5. Caso histórico ............................................................................................................................. 56
5.1. Calibración e inducción del pozo Sihil-10, en el intervalo de 3676 m a 3850 m, realizado
por la compañía Schlumberger, mediante tubería flexible y nitrógeno .............................. 56
5.1.1. Objetivo de la Operación ............................................................................................ 56
5.1.2. Datos del pozo Sihil-10 proporcionados por PEMEX ................................................ 56
5.1.3. Estado mecánico actual y distribución de tuberías ..................................................... 58
5.1.3.1. Descripción de aparejo producción ............................................................. 59
5.1.3.2. Distribución y especificaciones técnicas del aparejo de producción
actual .................................................................................................................. 60
5.1.3.3. Desviación del pozo .................................................................................... 61
5.1.4. Ejecución de la operación ........................................................................................... 62
5.1.4.1. Consideraciones de seguridad ..................................................................... 62
5.1.4.2. Consideraciones de seguridad para operaciones con H2S y CO2 ................ 63
5.1.4.3. Requerimiento de los equipos en plataforma .............................................. 65
5.1.4.4. Movilización y preparación ........................................................................ 65
5.1.4.5. Instalación de equipos de control de pozo y pruebas de presión ................ 67
5.1.4.6. Instalación de herramientas de calibración y pruebas de presión –
calibración e inducción ...................................................................................... 68
5.1.4.7. Ejecución – Corrida de calibración e inducción ......................................... 70
5.1.5. Simulaciones CoilCAT ............................................................................................... 72
5.1.5.1. Módulo de fuerzas de la tubería flexible .................................................... 72
5.1.5.2. Indicador de peso de tubería flexible .......................................................... 73
5.1.5.3. Coil LIMIT ................................................................................................. 73
5.1.5.4. Presión de fondo vs Profundidad para varios gastos de fluidos .................. 74
5.1.5.5. Presión de fondo vs Profundidad para varios gastos de nitrógeno ............. 74
5.1.5.6. Presión de circulación vs Profundidad para varios gastos de nitrógeno ..... 75
5.1.6. Herramientas de fondo ................................................................................................ 76
5.1.7. Equipos de TF ............................................................................................................. 77
5.1.8. Estimación de tiempos operativos ........................................................................... …79
Conclusiones…………………………………………………………………………80
Bibliografía…………………………………………………………………………...81
Objetivos
Objetivo general:
Conocer el funcionamiento de la tubería flexible, sus características, así como su uso en la
inducción de pozos petroleros por medio de nitrógeno.
Objetivos específicos:
Conocer la composición de la tubería flexible
Saber cómo ha evolucionado la tubería flexible
Conocer en dónde o en qué situaciones se utiliza
Determinar en qué consiste la inducción mediante tubería flexible
Saber cuándo surge la tubería flexible
Conocer cómo es actualmente la tubería flexible
Resumen
La tubería flexible ha sido de gran utilidad para la industria petrolera desde hace más de cuarenta
años, por ello es importante e interesante mencionar sus múltiples aplicaciones.
Es bueno mencionar la utilidad que tiene la tubería flexible en una industria tan importante a nivel
mundial, como es la petrolera, debido a que en los últimos años probablemente no se le da la
suficiente importancia, no se menciona como una parte significativa dentro del proceso de
perforación y producción de un pozo petrolero. Sin embargo, con base en diversos textos y
programas operativos propios de la industria, como es el caso del programa para la calibración e
inducción del pozo Sihil-10, se puede observar que realmente es útil, ya que es usada en distintas
operaciones petroleras.
Esta investigación servirá para conocer las características y la composición de la tubería flexible, así
como las situaciones en las que es posible y/o recomendable utilizarla. Todo esto le será de utilidad
a los estudiantes de la carrera de ingeniería petrolera que deseen consultar algo relacionado con este
tema, o bien, como apoyo para la conclusión de algún proyecto que en determinado punto,
involucre la aplicación de tubería flexible.
La información presentada en la investigación, se podrá utilizar para llevar a cabo proyectos
relacionados con perforación de pozos petroleros, toma de registros geofísicos, realización de
disparos, terminación, fracturamiento hidráulico, limpieza de tuberías, estimulaciones,
cementaciones, pescas, cañoneo y la inducción de pozos mediante el uso de nitrógeno, caso
específico de esta investigación.
Resulta valioso tratar el tema de la inducción de pozos mediante tubería flexible y nitrógeno, debido
a que en la actualidad es muy común que los pozos petroleros presenten caídas de presión, lo que
impide que los hidrocarburos continúen fluyendo de forma natural, debido a procedimientos
erróneos durante la perforación y/o la producción del pozo.
Abstract
The coiled tubing has been very useful for the oil industry since over 40 years, for this reason it is
important and interesting to mention its many applications.
It is important to mention the usefulness of coiled tubing in one of the most important world
industries, such as the oil, due to in recent years probably not given sufficient importance, not
mentioned as a significant part in the process of drilling and production of oil wells. However,
based on different texts and operation programs typical of the industry, as the case of the program
for calibration and induction of the well Sihil-10, we can see that it is really useful as it is used in
various oil operations.
This research will help us to understand the characteristics and composition of coiled tubing and the
situations in which it is possible and / or recommended to use it. Everything will be useful for
petroleum engineering students and who wishes to find something about this subject or as support
for the conclusion of a project that involves the application of coiled tubing.
The information presented in this research may be used for projects related to oil drilling, making
geophysical logs, execution of shots, completions, hydraulic fracturing, pipe cleaning, stimulation,
cementing, fishing, shelling and induction of wells using nitrogen, which is the specific case of this
research.
The research about wells induction through coiled tubing and nitrogen could be valuable, due to
now it is very common that oil wells present pressure drops, which makes impossible the oil
continues to flow naturally, due to erroneous procedures during drilling and / or well production.
Introducción
Este trabajo de investigación tiene el propósito de presentar algunos aspectos interesantes acerca de
la utilización de tubería flexible en la industria petrolera.
Con el objetivo de maximizar la rentabilidad, las operaciones de re-entrada de perforación,
estimulación de yacimientos y re-terminación de pozos a menudo deben ejecutarse sin equipos de
perforación rotativos o equipos de reparación de pozos convencionales. La utilización de tubería
flexible permite que se lleven a cabo operaciones de remediación de pozos presurizados o activos
sin extraer los tubulares del pozo.
Por otro lado, la cooperación entre los operadores y los proveedores de esta tecnología continúa
aportando herramientas y técnicas que mejoran la productividad tanto en campos nuevos como en
campos maduros.
El presente trabajo aborda de manera especial la utilización de tubería flexible para realizar la
inducción del pozo petrolero Sihil-10 mediante nitrógeno. La inducción con tubería flexible y
nitrógeno, se realiza mediante una operación en donde el nitrógeno es utilizado como un medio para
descargar y/o bajo-balancear el pozo a un punto donde el mismo fluirá naturalmente por su presión
de yacimiento. El objetivo es activar el pozo a producción y establecer circulación en pozos de baja
presión de fondo y una de sus aplicaciones es crear condición bajo-balance para realizar disparos o
bien, para la toma de registros.
Algunas consideraciones técnicas que se deben tener para poder realizar la inducción mediante
nitrógeno son, la caracterización del yacimiento, fluidos presentes en el pozo, la presión de colapso
de la tubería flexible y la tubería de producción y el punto óptimo de inyección.
Toda esta información adquiere relevancia debido a que en la actualidad, durante la etapa de
producción de diversos pozos petroleros, se presenta una caída de presión, lo cual perjudica
notablemente el flujo natural del hidrocarburo y provoca que el pozo no aporte lo esperado de
acuerdo a los estudios previos hechos en el campo.
Una solución para esta problemática consiste en llevar a cabo una calibración e inducción con
tubería flexible y nitrógeno. En esta investigación se podrá observar de manera particular el caso del
pozo Sihil-10, en el cual se llevó a cabo una inducción en la zona de rocas carbonatadas
correspondiente al intervalo BTPKS-BS (de 3676 a 3850 metros)
Antecedentes
Muchas compañías operadoras se están volcando a efectuar operaciones a través de la tubería de
producción, u operaciones concéntricas, para resolver problemas de producción complejos y
satisfacer los exigentes desafíos que plantean las operaciones de intervención o re-terminación del
pozo. La pronunciada declinación de los volúmenes de producción y el remplazo insuficiente de las
reservas de petróleo y gas han obligado a los operadores a reexaminar las estrategias de desarrollo
de campos y los esfuerzos de manejo de yacimientos. Los responsables del manejo de los activos de
las compañías necesitan cada vez más optimizar el desempeño tanto de los pozos nuevos como de
los pozos existentes para satisfacer la demanda global de petróleo.
Las sartas largas de tubería de acero relativamente pequeño, o tubería flexible, pueden movilizarse
rápidamente para perforar pozos nuevos o pozos de re-entrada a través de las tuberías existentes.
Esta tecnología también se utiliza para realizar operaciones de terminación iniciales, operaciones de
intervención y reparación de pozos con fines de remediación, u operaciones de re-terminación.
Esta comparación con la perforación rotativa convencional, los equipos de reparación de pozos y las
unidades para entubar pozos presurizados, la tubería flexible enrollada en un carrete para su
transporte y el equipo necesario para su despliegue e inserción en el pozo, ofrecen numerosas
ventajas.
El incremento de la eficiencia es el resultado del despliegue y la recuperación continuos de la
tubería en pozos presurizados o activos sin necesidad de controlar o matar el pozo. Además, no es
necesario extraer los tubulares de producción del pozo y ejecutar operaciones de fondo de pozo,
volviendo a bajar los tramos individuales de una sarta de servicio convencional con conexiones
roscadas.
La flexibilidad de poder trabajar con el pozo presurizado y la capacidad única de bombear fluidos
en cualquier momento, independientemente de la profundidad o de la dirección de viaje de la
tubería flexible en un pozo, ofrecen ventajas claras y versatilidad operacional. En comparación con
las operaciones con cable o línea de acero, la tubería flexible provee capacidades de carga
relativamente grandes en pozos verticales más profundos y de alto ángulo y mayor capacidad de
tracción, o sobretracción, en el fondo del pozo.
Estas capacidades facilitan las operaciones de limpieza de pozos; las operaciones de limpieza por
chorro o la extracción de fluidos de pozos con gas inerte o fluidos más livianos; los tratamientos de
estimulación ácida o de estimulación por fracturamiento hidráulico; los tratamientos de
consolidación o de control de la producción de arena, las operaciones de cementación, pesca o
fresado y las operaciones de perforación direccional tanto como las de perforación de pozos en
condiciones de bajo balance. La instalación de líneas eléctricas, cables de transmisión de datos, o
cables de alimentación en el interior de la sarta de tubería flexible permite la adquisición de
registros de pozo en tiempo real, el monitoreo y control de fondo de pozo, la adquisición de
mediciones durante la perforación y la operación de bombas eléctricas sumergibles.
De acuerdo al caso específico, expuesto en esta investigación, la ejecución de un programa modelo
para la inducción de un pozo petrolero mediante tubería flexible y nitrógeno, consiste en lo
siguiente, primero se debe bajar la tubería flexible sin bombear nitrógeno hasta alcanzar el nivel de
los fluidos, una vez determinado el nivel de fluidos, se debe iniciar el bombeo de nitrógeno a gasto
mínimo. A la profundidad optima de inyección de nitrógeno, se realizará una inducción, evaluando
la respuesta del pozo, es decir, calidad de los retornos, temperatura en superficie y la variación de la
presión de circulación y cabeza. Por último se debe ajustar la profundidad de inyección y gasto
según el comportamiento del pozo.
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CAPÍTULO 1
1. Historia de la tubería flexible
1.1. Origen de la tubería flexible
Originalmente, esta técnica se inicia en los años 50, para operar en pozos con presión, flujo y/o
pérdida, con el fin de remover puentes de arena; pero en la actualidad se ha convertido en una
tecnología multifacética. Aunque en la intervención tradicional con tubería continua, o aplicaciones
de reparaciones, todavía se utiliza la tubería flexible en más de tres cuartas partes del trabajo, el uso
de TF se ha convertido en una práctica común y económicamente viable.
La primera práctica completamente funcional de una unidad de tubería flexible fue realizada por la
compañía California Oil Company y Bowen Tools, en 1962. Su propósito fue lavar tapones de
arena en pozos de la costa del Golfo.
La cabeza inyectora funcionaba sobre el principio de dos cadenas verticales que giraban una
enfrente de la otra; un diseño que en la actualidad se utiliza en la mayoría de las unidades de tubería
flexible. El stripper era un simple tipo de sello anular que se activaba hidráulicamente para sellar
alrededor de la tubería en cabezales de pozos con presión relativamente bajas. En esos tiempos, la
tubería todavía se fabricaba en tramos de 50 pies de longitud, soldados en los extremos con
diámetros externos de 1 3/8”
, y longitudes de 15000 pies; se enrollaba en carretes con núcleos de 9
pies de diámetro externo. Esa fue la primera unidad de tubería flexible operativa basada en los
mismos principios y conceptos desarrollados con otros propósitos antes de 1944.
En 1962 las unidades Bowen presentaban ciertas facilidades que se fueron desarrollando
cronológicamente de la siguiente manera:
Al final de los años 40 se patentaron varios conceptos relacionados con la inyección de
tubería flexible o cable dentro del pozo.
Al principio de los años 50 se presentaron varios conceptos relacionados a la perforación
utilizando tubería flexible.
Al principio de los años 60, Bowen Tools desarrolló un dispositivo para desarmar una
antena hecha de tubo de cobre de 5/8”, fue enrollada en un carrete para almacenarla y poder
llegar a la superficie desde un submarino hundido a 600 pies de profundidad. El sistema
11
utilizó el principio de la contra rotación de las cadenas que más tarde sería adoptada por los
inyectores de tubería flexible.
En 1962, Bowen adaptó el diseño del inyector usado para recuperar la antena como el
prototipo desarrollado por California Oil Company (Ver figura 1).
Debido al éxito de Bowen Tool – California Oil Company en 1964, Brown Oil Tools y ESSO,
colaboraron en el desarrollo de un sistema que utilizaba un diseño diferente en el principio de
operación del inyector. En lugar de un juego de cadenas de contra rotación utilizaron un diseño de
agarre y manejo de la tubería, forzada entre una cadena sencilla y una ranura de rueda motriz. La
unidad completa estaba montada en un mástil suspendido por encima del árbol de válvulas del pozo.
1.2 Funcionamiento de la tubería flexible
La rama de la tecnología de la tubería flexible que va desde la intervención en pozos, hasta
aplicaciones de perforación y terminación se ha logrado en poco tiempo gracias al trabajo conjunto
de las compañías petroleras, las compañías de servicio de tubería flexible y los fabricantes de
equipos, que han desarrollado e innovado herramientas y técnicas en esta área. La utilización de la
tubería (TF) se ha convertido en una práctica aceptada en muchas partes del mundo, se utiliza con
herramientas necesarias, para hacer un servicio en un pozo o para tareas de reparación.
12
Esta tecnología se basa en el uso de un tubo continuo de acero flexible, el cual se enrolla en un
carrete para su transporte y almacenamiento. En superficie, la tubería es conectada a una unión
giratoria de alta presión en el extremo del rollo, para fluir por dentro de la tubería. La tubería
flexible es introducida y retirada del pozo por medio de la cabeza inyectora, la cual combina varias
operaciones hidráulicas que permiten tener control sobre la posición y movimiento de la tubería.
Un ensamblaje con un sello prensa estopa (stripper), colocado debajo de la cabeza inyectora,
produce un sello dinámico alrededor de la tubería y permite que sea introducida y retirada del pozo
en condiciones seguras. Enseguida se encuentra el BOP (Blow Out Preventor), montado entre el
stripper y el árbol de válvulas del pozo, cuyas funciones se relacionan con la seguridad y el control
sobre las presiones.
La unidad de tubería flexible se opera desde la cabina de control, que está diseñada como punto
único de control y estación de monitoreo para las funciones primarias de la unidad y de los equipos
anexos.
1.3 Mejoramiento y evolución de la tubería flexible
A finales de los años 60 y comienzos de los 70, ambos, Brown Oil Tool y Bowen Tools,
continuaron mejorando, modificando y aumentando la capacidad de sus respectivos diseños para
acomodar tubería flexible de hasta 1”. A mediados de los años 70, más de 200 unidades de esta
tubería, con el mismo diseño del modelo original, estaban en servicio.
En esta misma época, el diseño del inyector se vio influido por nuevas compañías fabricantes de
equipos (Uni – Flex Inc, Hidra Rig Inc y Otis Engineering). En general, estas compañías basaron
sus unidades en el diseño de la contra cadena de Bowen Tools. Uni – Flex mejoró su diseño
significativamente, y aunque dejó de producir sus unidades alrededor de 1978, muchos de los
conceptos de sus diseños fueron incorporados a las unidades de los modernos fabricantes de la
actualidad.
Al mismo tiempo que Uni – Flex dejaba de fabricar equipo de tubería flexible, Brown Oil Tools
dejaba también de fabricar el modelo de la rueda motriz. Sin embargo, una variación de este modelo
fue reintroducida en 1985. Este modelo mantenía el concepto de la rueda motriz, pero usaba
rodillos, en vez de cadenas, para forzar la tubería contra la rueda motriz y dar la tracción necesaria.
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De manera sintetizada se puede observar la evolución de la tubería flexible en la figura 2.
Figura 2 Evolución del equipo de tubería flexible
14
1.4 Evolución de la sarta continua de tubería flexible
A través del tiempo, la cabeza inyectora y las sartas de tuberías sufrieron cambios significativos. El
prototipo de Bowen Tools de 1962 usaba tubería de 13/8”, aunque en los modelos producidos
comercialmente para Nowsco se usaban tuberías de 1/2”. En los inicios de 1970 el tamaño de las
tuberías se había incrementado hasta 1”. En resumen, el periodo comercial de los servicios de
tubería flexible inició a finales de los años 60 y principios de los 70. En esa época se usaron
tamaños de tubería hasta 1” y en tramos relativamente cortos. Los diámetros y longitudes fueron
limitados por las propiedades mecánicas de los materiales de fabricación y también por las técnicas
de manufactura de esos años.
Las primeras operaciones con esta tubería estuvieron llenas de fracasos y problemas por las
inconsistencias en la calidad de sus sartas. El problema básico era la cantidad necesaria de
soldaduras de campo en la tubería, por las limitaciones de fabricación que se enfrentaban. Los
primeros fabricantes usaron la técnica desarrollada durante el proyecto PLUTO. Esta involucraba
secciones de material bruto soldadas cada 50 pies, que formaban una longitud continua para poder
ser enrolladas en un carrete. Ello significaba que había una soldadura de campo cada 50 pies en la
sarta de tubería.
Al final de los años 60, se desarrollaron nuevas técnicas que permitieron que las sartas de tubería
fueran fabricadas en longitudes mucho más largas. Esto, a su vez, redujo el número de soldaduras a
través de la sarta, y mejoró las propiedades del acero. El aumento de la confiabilidad en la tubería
flexible benefició significativamente los servicios prestados, (figura 3).
15
Figura 3 Construcción de sartas de tubería flexible
En 1969, la calidad de la tubería mejoró aún más, cuando Southwestern Pipe Inc. comenzó a
fabricar tubería usando los nuevos materiales y técnicas. La Quality Tubing Inc. comenzó a fabricar
tubería en 1976, con procesos similares a los Southwestern Pipe. En esa época Quality fabricaba
tubería exclusivamente para una compañía de servicios. A partir de 1982, Quality Tubing
suministró tubería flexible a la industria en general, y con Southwestern Pipe, dominaron el
mercado. La técnica utilizada en aquel entonces permitió fabricar tramos continuos de tubería
flexible de hasta 1500 pies de longitud.
Durante los años 80, los materiales y las sartas de tubería flexible mejoraron de manera
significativa. En 1980 Southwestern Pipe introdujo al mercado, tubería con punto de cedencia del
acero de 70kpsi para tubería continua. En 1983, Quality Tubing introdujo al mercado tramos de
tubería de fabricación continua de 3000 pies. Y en 1987, la misma Quality Tubing, desarrolló la
soldadura con inclinación de 45° en las hojas de acero anterior al proceso de soldadura para dar
mayor resistencia a la tubería.
16
1.5 Antecedentes de la perforación con tubería flexible
Debe resaltarse la gran influencia de esta técnica en la evolución y desarrollo de la tecnología de la
tubería flexible en general. El precepto de utilizar una barrena con tubería continua data de finales
de los años 40. Sin embargo, no sería sino hasta 1964 cuando se emplearían. De manera similar,
pero bajo esfuerzos separados, el Instituto Francés del Petróleo y el Instituto de Investigación
Cullen desarrollaron prototipos de trabajo de sistemas de perforación continua. En 1976, la
compañía canadiense Flex Tube Services Ltd , empezó a desarrollar y comercializó sistemas de
operación de perforación continua. La era moderna de la perforación con tubería flexible inicia en
1991 y ha progresado rápidamente con una mayor fuerza en el desarrollo de tuberías de 2” y 2 3/8”
1.6 La tubería flexible en la actualidad
Conforme se va haciendo más complejo el equipo de TF y sus servicios, es más difícil explicar cada
una de las ventajas de aplicar esta tecnología. La economía y la velocidad fueron los primeros
incentivos para su uso, y continúan siendo una característica clave. También la favorece el uso de
equipo más pequeño y un menor tiempo en la instalación, más aun si se compara con los equipos de
perforación y reparación. Sin embargo, existen algunas otras ventajas técnicas que pueden ser
aplicadas, dependiendo de las especificaciones de la terminación, el yacimiento y las condiciones de
la localización.
Las ventajas de esta técnica sobre los métodos convencionales de un equipo de reparación incluyen:
Eficiencia y seguridad en intervenciones de pozos vivos, (presión, flujo y/o pérdida).
Capacidad de movilización rápida, instalación y preparación del equipo en la localización.
Capacidad de circular mientras se trabaja la sarta (levantar, sacar).
Reduce el tiempo de una corrida y el tiempo que el pozo no produce.
Menor impacto ambiental y riesgo operativo.
Menor cantidad de requerimiento de las cuadrillas de trabajo (personal).
Menor costo con mayor flexibilidad de trabajo.
Es difícil resumir la lista de aplicaciones, ya que crecen día con día. Al principio, fueron diseñadas
para la circulación con base en las capacidades de la sarta de TF; las aplicaciones más recientes
recaen en varias características de la sarta de la misma tubería y su equipo asociado.
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La mayoría de sus usos actuales se caracterizan de la siguiente manera:
Operaciones en pozos vivos: el equipo permite operar bajo condiciones de pozo arrancado,
presión y flujo, rigidez de aparejos verticales y desviados en pozos.
Conducto de alta presión: la sarta de TF provee un conducto de alta presión para el bombeo
de fluidos hacia dentro y fuera del pozo. Además, las herramientas operadas
hidráulicamente pueden ser energizadas por el fluido bombeado a través de la sarta.
Circulación continua: los fluidos pueden ser bombeados en forma continua mientras la
tubería es introducida o retirada del aparejo.
La rigidez de la sarta de TF permite el uso de herramientas y adaptaciones (y la sarta
misma) que va a ser comprimida o tensionada a través de secciones de aparejos verticales, y
desviados en los pozos.
Conductores instalados y conductos: los conductores eléctricos pueden ser instalados en la
sarta de TF y conducidos al extremo del carrete. Esto permite funciones de control y de
energía adicionales, los cuales pueden establecer una comunicación entre la herramienta de
fondo y la unidad en superficie.
Un equipo fácilmente adaptable, herramientas y técnicas para propósitos específicos son ventajas
significativas de le tecnología de la tubería flexible. Dicha flexibilidad, si se combina con
condiciones específicas de la localización o requerimientos locales, pueden dar como resultado
zonas de alta actividad y desarrollo por región. En dichas zonas, esta tecnología no sólo es
aceptada, sino apoyada porque es un trabajo innovador tanto en el desarrollo del equipo como en las
técnicas de trabajo.
Actualmente, este equipo es utilizado en gran variedad de aplicaciones, en sitios de trabajo de muy
distintas condiciones. Se utiliza equipo de diferentes cualidades y capacidades. Como resultado, no
existe una configuración estándar del equipo, el cual debe ser útil bajo cualquier condición de
trabajo. De cualquier manera, existen componentes básicos para cada operación, comunes para
cualquier aplicación. La variedad de las aplicaciones, configuraciones del equipo y las condiciones
operacionales indican que no existe un proceso de planeación y diseño estándar. Sin embargo,
existen elementos en la planeación y el diseño que pueden ser aplicados para cada tipo de
operación.
Sin tomar en cuenta las ventajas técnicas de la tubería flexible, en cuanto a su composición química
y de diseño, una sarta de este tipo deberá ser tomada como producto de consumo, con una vida útil
limitada. La demanda de la sarta de tubería flexible recae en la confiabilidad y predictibilidad en su
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desempeño. Esto es un parámetro crítico dado que las operaciones deben llevarse a cabo dentro de
un rango de seguridad operativa. Si se considera que varias propiedades de la sarta son de efecto
contradictorio, sus requerimientos son típicamente determinados como un compromiso con las
especificaciones del material químico utilizado (metalúrgico) y las propiedades físicas del mismo.
Por ejemplo, un material que cuenta con un alto grado de resistencia a la corrosión tiene una
resistencia menor a la fatiga.
La confiabilidad de los servicios de tubería flexible que se usa en la actualidad se debe a la
aplicación y al esfuerzo que se realizó sobre el control del comportamiento de la tubería a través de
su vida útil. Esto se basa en un entendimiento de los parámetros que influyen en el desempeñode
una sarta y en el desarrollo de procedimientos diseñados para el control y monitoreo de los efectos
resultantes. Por ejemplo, la corrosión y la fatiga pueden reducir de manera significativa la vida útil
de la tubería al igual que su confiabilidad (predictibilidad). Mediante el registro de los parámetros
que influyen dichos mecanismos, un sistema eficiente de manejo de la sarat no necesariamente
puede prevenir la fatiga y la corrosión, pero si proveer una forma de cantabilizar los efectos con el
fin de mejorar la confiabilidad de la sarta y de su servicio.
19
CAPÍTULO 2
2. Composición de la tubería flexible
2.1. Elementos básicos de la tubería flexible
La tubería flexible consta de tres elementos básicos:
Un tubo conductor continuo, el cual puede ser insertado dentro del pozo.
Cabeza inyectora, es el concepto de introducir y sacar la tubería en el pozo.
Stripper, es el dispositivo capaz de dar un sello dinámico alrededor de la sarta de tubería.
La tubería flexible basa su funcionamiento en el uso de un tubo continuo de acero flexible, el cual
se enrolla en un carrete para su transporte y almacenamiento. En superficie, la tubería es conectada
a una unión giratoria de alta presión en el extremo del rollo para fluir por dentro de la tubería. La
tubería flexible es introducida y sacada del pozo por medio de la cabeza inyectora, la cual combina
varias operaciones hidráulicas que permiten al operador tener control sobre la posición y
movimiento de la tubería.
Un ensamblaje con un sello prensa estopa (stripper), colocado debajo de la cabeza inyectora,
produce un sello dinámico alrededor de la tubería y permite que sea introducida y sacada del pozo
en condiciones seguras. Enseguida se encuentra el preventor BOP (Blow Out Preventor), montado
entre el stripper y el árbol de válvulas del pozo, cuyas funciones se relacionan con la seguridad y el
control sobre las presiones. La unidad de tubería flexible se opera desde la cabina de control, que
está diseñada como punto único de control y estación de monitoreo para las funciones primarias de
la unidad y de los equipos anexos.
20
Figura 4 Principales componentes del equipo de TF
2.2. La sarta de tubería flexible
La mayoría de las sartas de tubería flexible son construidas en baja aleación de acero de alta dureza,
el cual forma una tubería de altas especificaciones con las propiedades químicas, físicas y
geométricas deseadas. Aunque se están desarrollando compuestos de materiales, aleaciones
especiales y una tubería basada en fibra de vidrio. La mejora en la confiabilidad de las sartas de
tubería flexible es un prerrequisito necesario para la aceptación de estos servicios para pozos. Los
procesados de manufactura y aseguramiento/control de calidad pueden dar un buen servicio con un
correcto grado de predicción de los requerimientos del cliente (típicamente el proveedor del servicio
de TF).
21
Si bien las propiedades físicas, químicas y de manufactura son muy diferentes en la actualidad, en
comparación a las del proyecto PLUTO, el cual fue realizado en 1944, varios aspectos y
preocupaciones fueron identificados y se han mantenido validos hasta hoy. Por ejemplo, la
debilidad inherente asociada con la soldadura de campo como resultado de la influencia de la fatiga.
Las funciones básicas requeridas para el equipo de tubería flexible han permanecido por largo
tiempo tal como fueron establecidas en los primeros servicios. Por ejemplo, introducir la tubería,
sacar la tubería y mantener la seguridad del pozo. Sin embargo, las condiciones bajo las cuales
actualmente se llevan a cabo son considerablemente diferentes. Las modernas sartas de tubería
flexible tienen diámetros mayores (OD), y son más pesadas y más largas; son trabajadas en pozos
más profundos, con mayor temperatura y mayor presión en la cabeza. Aunado a lo anterior, el pozo
puede estar desviado con sección horizontal, y en algunos casos, tener ambas combinaciones.
22
CAPÍTULO 3
3. Aplicaciones de la tubería flexible
3.1. Servicios básicos de tubería flexible
Dentro de los servicios básicos de tubería flexible, se encuentran la limpieza de tubería, la
estimulación selectiva, cementaciones y pescas.
ACTIVIDAD DE TUBERÍA FLEXIBLE
Figura 5 Gráfico que representa las principales actividades de la TF
30%
11%
7%
25%
7%
7%
8% 3%
2%
Limpiezas
Estimulación
Cementación
Nitrógeno
Pescas
CTD (Perforación)
Cañoneo/Logging
CoilFRAC (FracturamientoHidráulico)Terminaciones
23
3.1.1. Limpieza de tubería
• Remoción de depósitos presentes en el pozo para:
– Restaurar la producción
– Permitir el libre paso de herramientas
– Capacitar la operación de los dispositivos de terminación
• El sistema es dependiente de:
– Viscosidad del fluído
– Velocidad anular del fluído
– Desviación del pozo
– Presión y Temperatura de fondo
24
Figura 6 Se muestra la manera en que la TF ingresa al pozo para realizar operaciones de limpieza.
• Relleno/Obstrucciones:
– Arena de formación o finos
– Arena de fractura
– Falla de empaque de grava
– Depósitos/Incrustaciones
– Parafina/Emulsión/Asfalteno
25
Figura 7 Imagen que muestra una obstrucción.
• Herramientas:
– Trompo difusor
– Jet blaster
– Motores de fondo/Molinos
26
Figura 8 Muestra una de las herramientas utilizadas durante las operaciones de limpieza.
3.1.2. Estimulación selectiva
• Ubicación selectiva de ácido en los disparos o en la matriz:
– Divergencia mecánica
– Optimización del tratamiento
– Protección del tubular
– Control de profundidad
27
Figura 9 Introducción de la tubería para realizar una estimulación selectiva.
• Herramientas:
– Packer Mecánico
– Packer Inflable
Figura 10 Herramienta necesaria para llevar a cabo la estimulación selectiva (Packer).
28
3.1.3. Cementación
• Ubicación selectiva de cemento para:
– Aislamiento de zonas
– Reparación de casing/sidetrack
– Control de agua/gas
– Abandono
• Ventajas:
– Terminación adecuada en el pozo
– No se requiere taladro/workover
– Colocación precisa de la lechada
– Menor contaminación
– No se afectan los dispositivos de terminación
• Consideraciones técnicas:
– Información del pozo
• Estado mecánico
• Detalle de tuberías, revestidores, liners
• Survey o giroscópico
29
– Información del yacimiento
• Estado del cemento en el revestidor/liner de la zona de interés
• Evaluación de registros de cementación
• Detalle de las perforaciones
• Historial de producción
• Pruebas de inyectividad
• Operaciones similares en pozos de correlación
Figura 11 Vista de la TF mientras se lleva a cabo la cementación.
30
– Viscosidad plástica
• Pv < 50 cp
– Punto de cedencia
• 5 < Yp < 10 lbf/100pie2
– Pérdida de fluído
• 40 ml < Pf < 100 ml
– Porcentaje de agua libre: 0%
– Energía de mezcla
– Tiempo de bombeabilidad
Figura 12 Pérdida de fluido dentro del pozo.
Fluid Loss
Effects of fluid loss on cement node size
Cement filled perforation with good node profile
Alta PF resultando en
taponamient
o
Del
pzozpuent
eo del pzo
Baja pérdida de
fluído resulting in ineffective node
build up
Alta pérdida de fluído
resultando en
taponamiento del
tubular
Baja pérdida de fluído
resultando en
inefectiva
construcción de nodo
Nodos Efectivos
Pérdida de Fluído
31
– Alta fricción de bombeo a través de la TF
• Simulaciones CoilCADETM
– Contaminación del cemento:
• Gel biopolímero: Biozan/Dextrid
• Relación: 1.5 bbl/1 bbl de cemento
– Resistividad al ácido
– Ensamblaje de fondo/herramientas:
• Lanzador de tapones @ carrete TF
• Receptor de tapones
• Trompo de cementación
• Spotting valve (Dump Bailer para TF)
Figura 13 Trompo de cementación.
Tool Selection
Cement nozzle (example)
Small circulation ports
for efficient placement
Large circulation portsfor efficient reversecirculation
Nozzles de
fondo para
colocación del
cemento
Nozzles
laterales para
contaminación
del cemento
Trompo de Cementación
32
• Consideraciones Operacionales:
– Control de Profundidad
• Localizador de punta de tubería
• Herramienta de memoria (Rayos Gamma / CCL)
• Fondo del pozo (Tapón puente, PI, etc)
– Control de Volumen de la TF
• Bombeo de bache testigo / dardo
• Registro de vida y longtud de la TF
– Limpieza de la sarta de TF
– Punto de muestras en el carrete de TF
– Equipo de bombeo en condiciones óptimas
– Laboratorio portátil
33
Figura 14 Laboratorio portátil.
• Configuración del carrete de TF:
Figura15 Componentes del carrete de TF.
Sensor de Presión de Circulación
Unidad de Bombeo
Válvulas del Carrete de TF
Punto de
Muestreo
Válvula Maestra del
Carrete de TF
Tanques
de Retorno
34
• Colocación del cemento con TF:
Figura 16 Comparación entre la manera correcta e incorrecta de colocar la lechada de cemento.
• Forzamiento/Squeeze:
Figura 17 Forzamiento durante la cementación.
Slurry Squeeze Low rate continuous
or hesitation squeeze
Choke controlled
Nozzle 50 ft above
interface
Pack fluid
Spacer
Slurry
Commencing
the squeeze
Trompo
Lechada
Fluído de
empaque
Fluído de
empaque
TF
Tubing
Slurry Squeeze
Placing thixotropic
slurry (alternative)
Commencing
the squeeze
Slurry pumped at maximum
rate
Choke closed if wellbore is
packed
Nozzle above thief zone
Pack fluid
Slurry
Pack fluid
Fluído
de empaque
Lechada
Espaciador
Tubing
Trompo
TF
35
• Removiendo exceso – contaminación:
Completando Squeeze Contaminando exceso de cemento
Figura 18 Remoción del exceso de cemento.
• Evaluación del Tratamiento:
– Correlación de profundidad
• Ubicación correcta y precisa de la lechada
– Prueba de presión
– Prueba de influjo
– Producción del pozo
• Incremento del procentaje de aceite
• Reducción del porcentaje de agua, gas, etc
– Registros
• CBL / VDL
• PLT / WFL
36
Figura19 Registros para determinar la eficiencia del tratamiento.
3.1.4. Pescas
• Objetivos:
– Recuperar pescado en la tubería/revestidor de producción
– Permitir el libre paso de herramientas
– Capacitar la operación de los dispositivos de terminación
37
• Ventajas:
– Terminación adecuada en el pozo
– No se requiere taladro/workover
– Se evita el daño a la formación causado por los fluídos de terminación
– No hay impacto en la producción
• Consideraciones técnicas:
– Geometría/dimensiones del pescado
– Corrida con sello de plomo
– Geometría del pozo
– Pescante y herramientas de fondo
– Procedimiento de despliegue
– Capacidad de tensionamiento de la cabeza inyectora
– Tensionamiento máximo de sarta de TF
– Vida/condición/fatiga de la sarta de TF
38
Figura 20 Parte del equipo utilizado durante una pesca.
• Herramientas y equipos:
– Pescante:
• Externos (Overshot & JDC)
• Internos (Spear & GS Pulling Tool)
– Martillos y aceleradores
39
– Desconector:
• Hidráulico
• Mecánico
– Raisers:
• Función de la longitud del pescado + longitud del ensamblaje de pesca
Figura 21 Pescantes utilizados.
Overshot GS Pulling Tool
40
3.2. Servicios integrados de tubería flexible
3.2.1. Perforación con TF
• Objetivos:
– Acceder a reservas adicionales en campos marginales a través de la perforación de
laterales en pozos existentes
– Solución efectiva para optimizar el valor/recuperación de los yacimientos
Figura 22 Perforación lateral en un pozo existente.
• Ventajas:
– Utiliza pozos existentes para alcanzar nuevas secciones del yacimiento
– Perforación bajo-balance y/o sobre-balance
– Menor impacto a la producción y al medio ambiente
41
– Mayor seguridad y control de pozos
– Reducción en tiempos de viajes (tubería continua)
Figura 23 Uso de pozos existentes para explorar nuevas secciones del yacimiento
• Equipo/Herramientas de Fondo:
– Tubería Flexible 2.00 plg (mínimo)
– Orientador
• Hidráulico
• Eléctrico
– MWD
• Telemetría pulso
• Eléctrico
– Motor de Fondo
42
– Barrena
• PDC
• Tricónica
Figura 24 Herramienta de fondo.
Desconector
Sub-CirculaciónOrientador/MWD
Conector
Válvulas de
Contrapresión
Motor
Molino
TF
43
Figura 25 Esquema de los pasos a seguir para llevar a cabo una perforación exitosa con TF.
3.2.2. Registros con TF (CTL)
• Justificación:
– Pozos horizontales o desviados
– Pozos con altos dog legs, obstrucciones o geometría irregular
– Fluidos de alta densidad y viscosidad en el pozo
– Pozos con alta tasa de producción
NO
Diagnóstico
y
Tratamiento
RevisaModelo
SI ?Compara con
Pronóstico
Monitoreo
Información del Yacimiento
Análisis Geo-Mecánico
Información Pozos Cercanos
(From Okland and Cook 1999)
Mapa de
Perforación
Modelo
Geológico
Pronóstico
de
Estabilidad
44
Figura 26 Introducción de herramientas para la toma de registros.
• Ventajas:
– Mayor alcance y eficiencia para registros de pozos desviados
– Capacidad de circular mientras se registra
– Protección del cable en condiciones extremas
– Capacidad de realizar el registro en forma ascendente o descendente
– Aplicación en todas las herramientas de registros
45
Figura 27 Capacidad de realizar el registro en forma ascendente o descendente.
46
3.2.3. Disparos con TF (CTP)
• Ventajas:
– Mayor alcance en pozos horizontales o de alta desviación, fluidos de alta densidad,
y pozos de alto gasto de producción
– Disparos bajo-balance y sobre-balance
– Capacidad de circular antes y después de los disparos
– Optimiza los tiempos de operación con servicios integrados: inducción + registro +
disparos + inducción
Figura 28 Ejecución de disparos.
47
3.2.4. Terminación con TF
• Objetivos:
– Es la instalación de tuberías flexibles (sartas de velocidad) para modificar las
características hidráulicas de un pozo productor con la finalidad de optimizar la
recuperación de los hidrocarburos presentes en la formación.
Figura 29 Instalación de TF en un pozo productor.
48
• Aplicaciones:
– Producción a través de TF
– Producción a través de anular TF-tubería de producción
– Inyección de Gas, Diesel
– Inyección de tratamientos: antiasfalténicos, rompedores de emulsión, etc
– Colocación de BEC: RedaCOIL
– Bombas Jet
– Spoolable Gas Lift
Figura 30 Árbol de válvulas y tubería de producción conectadas a la TF.
Tubería Producción
TF
Válvula Maestra
Inferior
Válvula Maestra
Válvula de Producción
Válvula Anular del
Colgador
Válvula
Sondeo
49
• REDACoil:
– Sistema de levantamiento artificial con bomba electro-centrifuga en la punta de la
TF
– Cable de energía/comunicación se encuentra protegido dentro de la TF
– Capacidad para instalar sensores junto con el arreglo de bombas
– Optimización de los períodos de mantenimiento
– Casos históricos: Mar del Norte, Medio Oriente, Estados Unidos, Venezuela.
Figura 31 Representación del sistema REDACoil.
50
Figura 32 Representación de la forma en que trabaja el sistema REDACoil.
3.2.5. Fracturamiento hidráulico: CoilFRAC
• Definición:
– Fracturamiento sencillo o múltiple utilizando TF como vía de aislamiento y
conducción del tratamiento
– Colocación selectiva del apuntalante
– Optimiza requerimientos de fluidos y apuntalante
– Reduce el número de operaciones en el pozo
– Aislamiento del cabezal y los tubulares a las presiones del tratamiento
51
Figura 33 Comparativo entre el fracturamiento convencional y utilizando la tecnología CoilFRAC.
Figura 34 Fracturamiento realizado mediante CoilFRAC.
Convencional CoilFRAC
52
CAPÍTULO 4
4. Inducción con nitrógeno
4.1. Introducción
En las operaciones de tubería flexible, el N2 (nitrógeno) es utilizado como un medio para descargar
y/o bajo-balancear el pozo a un punto donde el mismo fluirá naturalmente por su presión de
yacimiento.
4.2. Objetivos
– Activar el pozo a producción.
– Establecer circulación en pozos de baja presión de fondo.
– Crear condición bajo-balance para disparos/registros.
Figura 35 Equipo de tubería flexible y nitrógeno.
53
4.3. Consideraciones técnicas
• Antecedentes
– Tratamientos previos: reparación, fractura, acidificación, etc.
– Revisión de inducciones anteriores: técnica de inducción, respuesta del pozo,
volúmenes de N2 utilizados.
• Historial de producción del pozo.
– Gasto de aceite, agua, gas, RGL, RGA.
– Flujo natural, levantamiento artificial
• Terminación
– Tubería de producción y revestimiento.
– Profundidad y desviación.
• Caracterización del yacimiento
– Litología de la formación.
– Profundidad y espesor de los disparos.
– Presión estática y fluyente.
– Temperatura de fondo.
– Permeabilidad y porosidad.
• Fluidos presentes en el pozo
– Volumen (Agua, Gel, Diesel, etc.).
– Densidad y viscosidad.
• Presión de colapso de TF y TP
54
Figura 36 Caracterización del yacimiento.
4.4. Punto óptimo de inyección
Es la técnica de inducción con tubería flexible y nitrógeno que establece un punto óptimo de
equilibrio hidrostático entre la presión de yacimiento del pozo y el bajo-balance creado por el N2 y
se determina mediante un análisis nodal de la profundidad y gasto óptimo de inyección de N2.
• Ventajas/Resultados:
– Reducción del tiempo de inducción.
– Optimización de los volúmenes de N2 en locación.
– Minimiza el impacto a la producción.
55
4.5. Ejecución del programa modelo
Un programa modelo para realizar una inducción mediante TF y N2, consiste en lo siguiente:
• Bajar tubería flexible sin bombeo de nitrógeno hasta alcanzar el nivel de fluidos.
• Una vez determinado el nivel de fluidos iniciar bombeo de nitrógeno a gasto mínimo.
• A la profundidad óptima de inyección de nitrógeno, se debe realizar la inducción evaluando
la respuesta del pozo:
– Calidad de los retornos.
– Temperatura en superficie.
– Variación de la presión de circulación y cabeza.
• Ajustar la profundidad de inyección y gasto según comportamiento del pozo.
56
CAPÍTULO 5
5. Caso histórico
5.1. Calibración e inducción del pozo Sihil-10, en el intervalo de 3676 m a 3850 m, realizado
mediante tubería flexible y nitrógeno.
5.1.1. Objetivo de la Operación
El objetivo de la operación con Tubería Flexible en el pozo SIHIL-10 será realizar una calibración e
inducción con nitrógeno que permita activar a producción los hidrocarburos presentes en las rocas
carbonatadas del intervalo BTPKS-BS (3,676 – 3,850 mts).
5.1.2. Datos del pozo Sihil-10
Datos del pozo y la plataforma
Pozo: Sihil 10 Prof. Total: 3,825 m
Campo: Sihil
Prof. Interior: 3,825 m
Fluido en el pozo: Agua Nivel de fluido: +/- 260 m
Nombre de la Plataforma: SAM NOBLE
57
* Nivel de fluido calculado con base a la presión de fondo estática y la densidad del fluido del
pozo
Datos de la formación y de producción
Formación: BTPKS-BS
Intervalos: 3,676 – 3,850 m
Tirante de agua: 149 m
Litología: Dolomía 85%, Caliza 10%, Arcilla 5%
Tipo de Hidrocarburo: Aceite 22 API
Porosidad: 9 %
Saturación de Agua: 12 %
Gasto de Aceite: 7,500 bopd
Gasto de Gas: 3.00 mmpcd
Gasto de Agua: 0 bopd
Temperatura de Fondo: 134°C
Presión de Fondo Fluyendo: 4,386 psi
Presión de Fondo Estática: 4,587 psi
58
5.1.3. Estado mecánico actual y distribución de tuberías
BL de 9 5/8”
TR de 16”
L-80; 109 LB/P
Drift = 14.501”
TR de 11 7/8”
TRC-95; 71.8 lb/p;
Drift = 10.555”, D.I. = 10.711”
TR de 9 5/8”
TRC-95; 53.5 lb/p;
Drift = 8.500”, D.I. = 8.535”
198 md
1265 md
2489 md
2488.77 mv < 2.89°
1600 md
1515md
BTP-KS a 1265 mdBTP-KS a 1265 md
TR de 20”
X-52; 129.33 LB/P
Drift = 18.563”602 md
Medio Árbol de Válvulas FMC: 13 5/8” x 7 1/16" (5M)
Cabezal : 13 5/8” x 7 1/16" (5M)
Brida Doble Sello : 16 3/4" (5M) x 13 5/8”
Cabezal : 20 3/4" (3M) x 16 ¾” (5M)
Brida Doble Sello : 20 3/4" (3M) x 16 ¾”
Cabezal Slip lock : 20 3/4" (3M)
TR de 7”
TRC-95; 29 lb/p;
Drift = 6.184”, D.I. = 6.059”
3676 md
3483.38 mv < 38.58°
BL de 7” 2410 md
BL de 11 7/8” 1186 md
Agu. de 6”
BTP-KS (SIHIL) a 3710 mdBTP-KS (SIHIL) a 3710 md
TR de 30”
X-52; 309.72 lb/p;
Empacador Semiper. BAKER para
TR de 7”, Mod. “SC-2P”
@ 3634.38 md (Ext Inf @ 3696.45 md)
APAREJO DE PRODUCCIÓN (XXX./09) 7”, TRC-95, 26 lb/p, V-TOP @ 150 md
5 1/2”, TRC-95, 17 lb/p, V-TOP @ 2397 md
4 1/2”, TRC-95, 12.6 lb/p, V-TOP @ 3633.68 md
Válvula de Tormenta HALLIBURTON de
7”, 26 lb/p V-TOP @ 146.72 md
1er Mandril de 5 1/2” V-TOP c/orificio de 3/4” @ 860 md
2do Mandril de 5 1/2” V-TOP c/orificio de 3/4” @ 1354 md
3er Mandril de 5 1/2” V-TOP c/orificio de 3/4” @ 2397 md
PT @ 3825 md (3599 mv),
Tf = 120°C
59
5.1.3.1. Descripción de aparejo producción
PROFUNDIDAD
DESCRIPCIÓN I.D. pg
O.D. pg
LONG. m de
m hasta
m
E.M.R. 13.44 0 13.44
1 BOLA COLGADORA 13 5/8" X 7", DOBLE CAJA, 26 #, M-VAM (FMC) 6.175 13.625 0.24 13.44 13.68
1 DOBLE PIN TRC-95, 7”, 26 #, M-VAM X 7”, 26 #, V-TOP 6.276 7.000 1.66 13.68 15.34
1 TRAMO CORTO TP 7”, TRC-95, 26 #, V-TOP 6.276 7.000 3.96 15.34 19.30
9 TRAMOS TP 7”, TRC-95, 26 #, V-TOP 6.276 7.000 124.46 19.30 143.76
1 TRAMO CORTO TP 7”, TRC-95, 26 #, V-TOP 6.276 7.000 2.96 143.76 146.72
1 V. TORMENTA. 7”, 26 LB/PIE, TRC-95, V-TOP (5000 PSI), HALLIBURTON, NUM. DE PARTE 101630872, NUM. SERIE C-1830649-1, NUM. CONTROL H-559-CHR, ABRE C/2,200 PSI, CIERRA C/1,000 PSI.
6.000 9.520 3.28 146.72 150.00
1 COMB. TRC-95 C) 7”, 26 #, V-TOP, x P) 5 ½”, 17 #, V-TOP 4.892 7.000 0.50 150.00 150.50
51 TRAMOS TP 5 ½”, TRC-95, 17#, V-TOP 4.892 5.500 709.50 150.50 860
1 MANDRIL DE B.N. 5 1/2", L-80, 17 #, V-TOP, C/VALV. DE 1 ½” CON ORIFICIO ¾”, No. SN # 12934-70 (PEMEX)
4.625 7.000 3.00 860.00 863.00
35 TRAMOS TP 5 ½”, TRC-95, 17#, V-TOP 4.892 5.500 491.00 863.00 1354.00
1 MANDRIL DE B.N. 5 1/2", L-80, 17 #, V-TOP, C/VALV. DE 1 ½” CON ORIFICIO ¾”, No. SN # 12934-37 (PEMEX)
4.687 7.000 3.00 1354.00 1357.00
1 TRAMO CORTO TP 5 ½”, TRC-95, 17#, V-TOP 4.892 5.500 2.95 1357.00 1359.95
1 TRAMO CORTO TP 5 ½”, TRC-95, 17#, V-TOP 4.892 5.500 2.95 1359.95 1362.90
74 TRAMOS TP 5 ½”, TRC-95, 17#, V-TOP 4.892 5.500 1,034.10 1362.90 2397.00
1 MANDRIL DE B.N. 5 1/2", L-80, 17 #, V-TOP, C/VALV. DE 1 ½” CON ORIFICIO ¾”, No. SN # 12934-14 (PEMEX)
4.687 7.000 3.00 2397.00 2400.00
1 COMB. TRC-95 C) 5 1/2", 17 #, V-TOP X P) 4 1/2", 12.6 #, V-TOP 3.958 5.500 0.53 2400.00 2400.53
134 TRAMOS TP 4 1/2", TRC-95, 12.6 #, V-TOP 3.958 4.500 1,232.53 2400.53 3633.06
1 COMB. TRC-95 C) 4 1/2" V-TOP 12.6 # X P) 3 1/2", 10.2 #, M-VAM 2.922 4.500 0.38 3633.06 3633.44
1 TOPE LOCALIZADOR C) 3 ½" , 9.2 #, M-VAM x P) 3 ½", 9.2 # , ACME (BAKER) 2.870 4.200 0.24 3633.44 3633.68
1 U.S.M.V. (BAKER) 3.000 4.000 0.19 3633.68 3633.87
1 TUBO ESPACIADOR CORTO (BAKER) 3.045 3.750 1.83 3633.87 3635.70
1 U.S.M.V. (BAKER) 3.000 4.000 0.24 3635.70 3635.94
1 TUBO ESPACIADOR LARGO (BAKER) 3.045 3.750 3.07 3635.94 3639.01
4 U.S.M.V. (BAKER) 3.000 4.000 0.96 3639.01 3639.97
1 ZAPATA GUÍA (MEDIA PATA DE MULA) BAKER 3.000 3.950 0.15 3639.97 3640.12
60
5.1.3.2. Distribución y especificaciones técnicas del aparejo de producción
actual
DISTRIBUCION TR 7", TRC-95, 39 # Dint Dext
Long
(m)
Long
Acum CIMA BASE
EMPACADOR DE PRODUCCIÓN RECUPERABLE PARA TR 7”, 39 #, MOD: SC-2P (BAKER)
1.55 1.55 3634.38 3635.93
1 EXTENSION PULIDA, TAMAÑO 80-40, DOBLE PIN, 4 ¾” STUB ACME 2.88 4.43 3635.93 3638.81
1 COPLE CONCENTRICO, TAMAÑO 80-40, DOBLE CAJA, 4 ¾” STUB ACME 0.20 4.63 3638.81 3639.01
1 EXTENSION PULIDA, TAMAÑO 80-40, DOBLE PIN, 4 ¾” STUB ACME 2.88 7.51 3639.01 3641.89
1 COMB. ADAPTER TAMAÑO 80-40, C) 4 ¾” STUB ACME X P) 3 ½", 9.2 # NEW-VAM
0.21 7.72 3641.89 3642.10
1 COMB. C) 3 ½”, 10.2 #, M-VAM x P) 4 ½”, 12.6 #, V-TOP 0.38 8.10 3642.10 3642.48
5 TRAMOS DE TP 4 ½”, TRC-95, 12.6 #, V-TOP 44.98 53.08 3642.48 3687.46
1 TRAMO BISELADO TP 4 ½”, TRC-95, 12.6 #, V-TOP 8.99 62.07 3687.46 3696.45
61
5.1.3.3. Desviación del pozo
62
5.1.4. Ejecución de la operación
5.1.4.1. Consideraciones de seguridad
Los representantes deben realizar un análisis de riesgo AST y HARC que considere:
Presencia de H2S y CO2 en superficie, (equipo de monitoreo portátil e instalado en cabeza
inyectora y de respiración autónoma, planes de contingencia).
Problemas de control del pozo y planes de contingencia a ejecutar.
Plan de abandono de plataforma en caso de emergencia, (capacidad de vehículos de
escape).
Todo personal deberá utilizar equipo de protección personal completo, es decir, casco con
barbiquejo, lentes, overol, botas de seguridad, guantes, chalecos salvavidas, bandas de
evacuación y protección auditiva. En el caso de personal de nitrógeno con equipo adicional
de careta, guantes y peto criogénicos y protección auditiva
Deberá haber por lo menos un extintor de fuego por cada unidad
Realizar una reunión de seguridad según formato pre-establecido, pasos operativos y
planes de contingencias antes de comenzar la operación
Las unidades de tubería flexible, bombeo y nitrógeno serán instaladas de acuerdo a las
normas de seguridad en operaciones de tubería flexible, bombeo y nitrógeno (WS-22, WS-
05 y WS-11). Las normas antes mencionadas hacen referencia a la seguridad de desechos
(Waste Security) , para la protección de las personas y el medio ambiente.
Antes de la operación se deberán realizar las respectivas pruebas de presión a todos los
componentes superficiales según la norma de seguridad en operaciones de tubería flexible
WS-22
63
Medir las alturas del árbol, stripper y las herramientas para correlacionar las profundidades
con exactitud
Considerar los resultados de las simulaciones de CoilLIMIT y TFM durante la operación
Revisar el estado del árbol, líneas y válvulas del pozo antes de realizar las maniobras de
instalación. De ser necesario, pedir a base el mantenimiento o instalaciones requeridos
Antes de comenzar las maniobras de instalación se deberá revisar la integridad y
funcionamiento de las válvulas del pozo
Realizar prueba funcional de todos los rams de la o los BOPs a ser utilizados en la
operación
Realizar las pruebas de presión de acuerdo a la norma de seguridad en operaciones de
tubería flexible WS-22, completando las llamadas PT1 y PT2 utilizando agua como fluido
de trabajo
Al pasar las válvulas del árbol del pozo, la velocidad de la TF no debe pasar de 3 m/min
En caso de presentarse una situación de emergencia o falla operacional, se seguirán los
procedimientos de contingencia establecidos en la norma de seguridad en operaciones de
tubería flexible WS-22
5.1.4.2. Consideraciones de seguridad para operaciones con H2S y CO2
Sin excepción todo el personal en plataforma debe recibir la orientación de seguridad y
planes de contingencia para el manejo del H2S y CO2 en locación: puntos de control y
medición, niveles de alarma, equipos de respiración, brigadas de control, puntos de
evacuación, etc.
64
Todo el personal involucrado en la operación debe estar familiarizado con el
funcionamiento de los equipos de control y medición de H2S y CO2. Considerando el sensor
de H2S en la cabeza inyectora.
Los representantes deben realizar una análisis de riesgo de la plataforma para identificar las
zonas de mayor peligro en caso de presencia de H2S y/o CO2 en superficie
Antes de instalar las conexiones al árbol de producción verificar y monitorear la presencia
de H2S con el sensor portátil
Los representantes deben verificar la presencia y correcto funcionamiento de los
dispositivos de medición de H2S y CO2 en las zonas de peligro (cabezal de pozo, facilidades
de retorno, puntos de desahogo de presión) determinadas en el análisis de riesgo
Los representantes deben verificar la existencia en plataforma del equipo de respiración y/o
autocontenido en caso de presencia de H2S y/o CO2 en superficie
Los supervisores de tubería flexible deberán trabajar en conjunto con la brigada de control
de H2S y CO2 de la plataforma para asegurar el pozo en caso de una emergencia
En caso de presentarse en superficie una atmósfera de H2S superior a 10 ppm se deberán
suspender las operaciones y seguir el plan de contingencia establecido en el primer punto
hasta que la situación sea controlada
65
5.1.4.3. Requerimiento de los equipos en plataforma
Equipo de tubería flexible
Unidad de tubería flexible de 1-1/4 plg y cabeza inyectora con capacidad de tensión de 60,000 lbs.
Para instalar la cabeza y los equipos de control de presión con capacidad de 10,000 psi.
Equipos de control de pozo
Se instalarán con equipos de control de pozo de 3-1/16 plg 10M psi: preventor cuádruple, stripper
de ventana y 18 m de lubricadores.
5.1.4.4. Movilización y preparación
Movilizar equipo de tubería flexible a plataforma y posicionar las unidades para intervenir el pozo
Sihil 10.
Nota:
Antes de movilizar los equipos hay que asegurarse de que el pozo se encuentre
mecánicamente operativo. Verificar las condiciones del cabezal del pozo y de la plataforma.
Verificar las presiones de superficie del pozo.
Asegurase que el sitio de trabajo en dicha plataforma se encuentre totalmente despejado y
libre de materiales para poder instalar el equipo de tubería flexible.
66
Los representantes deben verificar que se cuenta en plataforma con el volumen de fluido de
matar requerido para controlar el pozo en el caso de una contingencia. (Agua de red de
contra incendio fluido disponible)
Realizar una reunión de seguridad con todo el personal presente antes de armar el equipo de
tubería flexible y asegurarse de analizar todos los riesgos presentes en la plataforma.
En caso de presentarse cualquier inconveniente de seguridad, cambio de programa, falla de
equipos, etc., durante la operación, comunicarlo inmediatamente al personal de la compañía
encargado en tierra.
Llenar el formato de AST (Análisis de Seguridad de Trabajo) para la correcta instalación
del equipo de trabajo y HARC (Houston Advanced Research Center) para la protección del
medio ambiente, antes de iniciar la instalación.
Confirmar con el representante en plataforma el estado mecánico y la distribución de
aparejo anexo a este programa. En caso de encontrar alguna diferencia, la misma se debe
notificar al personal encargado en Ciudad del Carmen.
67
5.1.4.5. Instalación de equipos de control de pozo y pruebas de presión
Instalar los equipos de Tubería Flexible y
Unidad de Bombeo de acuerdo a las
Normas de Seguridad en Operaciones de
Tubería Flexible y Bombeo (WS-22 y WS-
05).
Verificar el funcionamiento de los brazos
del BOP.
Verificar las facilidades de retorno:
estranguladores, (choke manifold), separador de
gas, temblorina, presas, equipo de filtración, y
recirculado de fluidos.
Instalar el preventor por debajo de los
lubricadores directamente en la boca del pozo si
es posible.
Se utilizará agua como fluido de prueba.
Realizar una prueba de baja presión (200-300
psi por 5 minutos.
Realizar la prueba de presión PT-1 con 4,500
psi durante 10 minutos.
68
5.1.4.6. Instalación de herramientas de calibración y pruebas de presión –
calibración e inducción
Instalar el ensamble de fondo compuesto por las siguientes herramientas:
o Conector de Tubería Flexible (DE: 1-11/16 plg)
Realizar una prueba de tensión una vez instalado el conector de Tubería Flexible con
15,000 lbf. Se deberá efectuar una prueba de tensión del conector de Tubería Flexible antes
de cada corrida con un nuevo ensamble de fondo y/o en caso de presentarse situaciones
durante la operación que requieran la verificación del estado del conector:
sobretensionamientos, apoyos de peso, bombeo de ácido, bombeo de fluidos abrasivos.
Verificar físicamente que la canica usada para el desconector hidráulico pase a través del
conector de tubería flexible y la doble válvula de contrapresión y que asiente correctamente
sobre el desconector hidráulico. Repetir este procedimiento con la canica del sub de
circulación. Lanzar canica a través de la TF para asegurarse de que la tubería esta libre de
restricciones.
Instalar el ensamble de fondo compuesto por las siguientes herramientas:
o Doble Válvula de Contrapresión (DE: 1-11/16 plg)
o Desconector Hidráulico (DE: 1-11/16 plg)
o Sub de Circulación (DE: 1-11/16 plg)
o Junta de Rodilla (DE: 1-11/16 plg)
o Barra Rígida (DE: 1-11/16 plg)
o Optimizador Hidráulico (DE: 2-1/8 plg)
PBP 300 Psi Prueba de Baja Presión
PT-1 4500 Psi Prueba de Presión Uno
PT-2 4500 Psi Prueba de Presión Dos
Pruebas Minimas de Presión requeridas para Control de Pozo.Pruebas de Presión deberán ser desarrolladas acorde con la Instalación Inicial
69
Realizar una prueba de flujo con 1.0 barril de agua para asegurar que no existe ninguna
obstrucción en las herramientas.
Instalar la cabeza inyectora junto con el ensamblaje de fondo sobre las BOP’s, asegurar el
inyector con cadenas, y de ser posible con patas. Realizar la prueba de presión PT-2 con
4,500 psi durante 10 minutos.
Realizar una prueba de baja presión (200-300 psi por 5 minutos) antes de la PT-2 para
asegurar la buena instalación de las conexiones. Se utilizará agua como fluido de prueba.
Una vez realizada la PT-2, desahogar la presión hasta alcanzar un 80% de la presión de
colapso de la TF.
Desahogar la presión de la TF solamente para comprobar el buen funcionamiento de las
válvulas de contrapresión.
Asegurarse de hacer cero los contadores de profundidad, mecánico y electrónico,
correlacionando con la altura de la mesa rotaria y la longitud del ensamblaje de fondo.
Realizar una Reunión Pre-Operacional con todo el personal envuelto en la operación,
discutir los procedimientos operativos, responsabilidades del personal y planes de
contingencia.
70
5.1.4.7. Ejecución – Corrida de calibración e inducción
Desplazar el carrete con Diesel. Ecualizar la presión del cabezal con la del equipo de TF,
abrir las válvulas del pozo. Abrir válvula de sondeo y comenzar a bajar la TF a una
velocidad inicial de 3 m/min. Al librar la válvula de tormenta que se encuentra a 149 m se
incrementará la velocidad de la TF a 20 m/min rompiendo circulación con bombeo de
Agua de Mar 1.03 gr/cc cada 500 m a un gasto de 0.25 bbls/min
Teniendo cuidado al pasar por el cabezal y los accesorios del aparejo de producción, no
exceder de
o 3 m/min de velocidad en estos puntos: Bola Colgadora @ +/- 13 m, Válvula de
Tormenta @ +/- 146 m, Mandriles @ 860 m, 1,354 m, y 2,397 m; asi como en el
Tope Localizador y Zapata Guia @ 3,639 m. Mantener el Estado Mecánico del
pozo en todo momento en la cabina de Tubería Flexible rompiendo circulación con
2 barriles de Agua y efectuando pruebas de peso y tensión cada 500 m, y registrar
los parámetros de prueba.
o Nota:
o En caso de encontrar resistencia (pérdida de peso) dentro del aparejo de
producción, levantar 20 mts por encima de la profundidad de la resistencia e
incrementar gasto a 1 bpm, bajar a una velocidad de 1 mpm hasta pasar por la
resistencia y recuperar peso de la sarta.
Reconocer paso libre hasta @ 3,696 m. Posteriormente recuperar TF hasta 2,000 m,
estacionar TF a esta profundidad e iniciar el bombeo de 20 m3/min de Nitrógeno, esperar a
que se estabilicen presiones y continuar bajando TF hasta 2,800 mts punto óptimo para la
inducción incrementar el gasto a 25 m3/min de acuerdo a simulación efectuada con la
información proporcionada, (ver gráfica de Presión de Fondo vs Profundidad de TF vs
Gasto de Nitrógeno). Evaluar el desarrollo de la inducción con Nitrógeno, y según la
respuesta del pozo, ajustar la profundidad de la TF y el gasto de bombeo siempre dentro de
los límites de presión establecidos por la gráfica de CoilLIMIT.
71
o Nota:
o Durante la inducción verificar los parámetros de gasto, presiones de cabeza y
presiones de circulación, para así evaluar el comportamiento del pozo y la
integridad de la TF. De igual forma se deberán monitorear los retornos en
superficie.
Una vez que se consigan los parámetros de producción deseados, iniciar la retirada de la
Tubería Flexible del pozo a 15 m/min y rociando el exterior de la tubería con inhibidor de
corrosión por H2S hasta superficie. No exceder de 3 m/min en el Tope Localizador y
Zapata Guia @ 3,639 m, Mandriles de BN @ 860 m, 1,354 m, y 2,397 m, Válvula de
Tormenta @ +/- 146 m, Bola Colgadora @ +/- 13 m, así como en las conexiones
superficiales.
Llegar suavemente a superficie (1.0 mpm) y tener mucha precaución para evitar que la
herramienta de fondo salga del stripper. Al llegar a superficie, cerrar la válvula de sondeo,
desahogar presiones y desmantelar la cabeza inyectora y el ensamblaje de fondo.
o Nota:
Aplicar una presión mínima de tracción de cadenas de 500 psi cuando se
recupere la sarta hasta antes de llegar a superficie y tocar stripper. Guiarse
por la tabla de presiones de tracción para una Cabeza Inyectora HR 560
para colocar la presión adecuada según la profundidad de la TF.
Desmantelar equipo al 100% y comunicarse con los representantes para definir programa
de la unidad.
o Nota:
Asegurarse de que no queden restos de fluidos indeseables en la TF y Mantener
comunicación directa con el personal en tierra durante la operación.
72
5.1.5. Simulaciones CoilCAT
5.1.5.1. Módulo de fuerzas de la tubería flexible
Datos de la Tubería Flexible
Carga de Fricción en el Stripper 500 lbf
Tensión en el Carrete Sacando Tubería 500 lbf
Tensión en el Carrete Bajando Tubería 300 lbf
Datos del Fluido
Densidad de Fluido de la TF 0.30 gr/cc
Densidad de Fluido del Pozo 0.60 gr/cc
Nivel de Fluido 0 m
Presión de Cabeza 0 psi
Presión de Circulación 3,500 psi
Información del Análisis
Profundidad de la Herramienta 3,850 m
Carga de Compresión en la Herramienta 0 lbf
Carga de Tensión en la Herramienta 0 lbf
Resultados
Máxima Tensión 13,719.71 lbf
Máxima Compresión -800.00 lbf
Máximo Esfuerzo Sacando Tubería 37,642 psi
Máximo Esfuerzo Bajando Tubería 28,731 psi
Máximo Porcentaje de Esfuerzo 41.8 %
¿Ocurrió pandeo helicoidal? NO
¿Ocurrió Lock Up? NO
73
5.1.5.2. Indicador de peso de tubería flexible
5.1.5.3. Coil LIMIT
0 1000 2000 3000 4000
Measured Depth of Tool String - m
-2000
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
Wei
ght In
dic
ator Load
- lb
f
Levantando TF
Bajando TF
Stripper Friction Load - 500 lbfWell Head Pressure - 0 psiCoiled Tubing Circ. Pressure - 3500 psiTensile Load on Tool at Max Depth - 0 lbfCompressive Load on Tool at Max Depth - 0 lbf
CCAT*
© Schlumberger 1994-2006
Coiled Tubing Weight Indicator Load
PEMEXSIHIL-1010-14-2009
CoilLIMIT
Classic
BELOW STRIPPER
0
Force @ Section - lbf
0
Pressure Diff. - psi
0
CT Corr. Depth - m
STATUS
-10K 0 10K 20K 30K-15K
-10K
-5K
0
5K
10K
15K
Force (Tension/Compression) - lbf
Pre
ssu
re D
iffe
ren
tial -
psi
1.250
OD - in
0.090
Wall Thick. - in
6.872
Hole ID - in
Working Limit
74
5.1.5.4. Presión de fondo vs Profundidad para varios gastos de fluidos
5.1.5.5. Presión de fondo vs Profundidad para varios gastos de nitrógeno
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8
Liquid Rate - bbl/min
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Circu
lation P
ress
ure
- p
si
Agua de Perf
HCl 15%
Diesel
Well Name - SIHIL-10WHP - 0.00 psiCT Tool MD - 3696.00 mCT OD - 1.250 inCT Total Length - 6564.700 m
CCAT*
© Schlumberger 1994-2006
Design Aids - Liquid Circulation - Circulation Pressure vs Liquid Rate for various Liquids
PEMEXSIHIL-1010-14-2009
0 1000 2000 3000 4000
CT Depth - m
3500
3600
3700
3800
3900
4000
4100
4200
4300
4400
4500
4600
Dow
nhole
Pre
ssure
(at
Per
fs) - psi
20.00 scm/min
25.00 scm/min
30.00 scm/min
Well Name - SIHIL-10 Reservoir Top MD - 3676.00 inReservoir Pressure - 4857.00 psiProductivity Index - 8.62 STB/d/psiCT OD - 1.25 inCT Total Length - 6564.70 m
CCAT*
© Schlumberger 1994-2006
Design Aids - N2 Lift - Downhole Pressure (at Perfs) vs CT Depth for various N2 Rates
PEMEXSIHIL-1010-14-2009
75
5.1.5.6. Presión de circulación vs Profundidad para varios gastos de nitrógeno
0 1000 2000 3000 4000
CT Depth - m
2500
3000
3500
4000
4500
5000
Circula
tion P
ressure
- p
si
20.00 scm/min
25.00 scm/min
30.00 scm/min
Well Name - SIHIL-10 Reservoir Top MD - 3676.00 inReservoir Pressure - 4857.00 psiProductivity Index - 8.62 STB/d/psiCT OD - 1.25 inCT Total Length - 6564.70 m
CCAT*
© Schlumberger 1994-2006
Design Aids - N2 Lift - Circulation Pressure vs CT Depth for various N2 Rates
PEMEXSIHIL-1010-14-2009
76
5.1.6. Herramientas de fondo
Ensamble
1
Descripción de herramientas
Herramienta de Calibración e
Inducción
DE
(in.)
Longitu
d (m)
Conector EZ 1.688 0.15
Válvula de contrapresión 1.688 0.23
Desconector Hidráulico 1.688 0.24
Válvula de circulación 1.688 0.10
Junta de rodilla 1.688 0.27
Barra Rígida 1.688 0.90
Optimizador Hidráulico 2.125 0.10
Max DE y longitud total de
Herramienta
2.125 1.99
77
5.1.7. Equipos de TF
Unidad de Tubería Flexible UTF-06 con tubería de 1-1/4 plg, y cabeza inyectora HR – 560
con una máxima capacidad de tensionamiento de 60,000 lbf.
Tubería Flexible 19179:
Material: HS-90
Esfuerzo de Resistencia: 90,000 psi
Volumen: 22.4 bbl
Peso: 28,236 lbs
Secciones de Tubería de Flexible:
Diámetro
Externo
(plg)
Espesor de
Pared
(plg)
Diámetro
Interno
(plg)
Longitud de
la Sección
(mts)
Volumen de
la Sección
(bbl)
1.250 0.095 1.060 3,919.0 14.0
1.250 0.102 1.046 475.5 1.7
1.250 0.109 1.032 346.0 1.2
1.250 0.116 1.018 318.5 1.1
1.250 0.125 1.000 414.5 1.3
1.250 0.134 0.982 292.6 0.9
1.250 0.145 0.960 368.8 1.1
1.250 0.156 0.938 429.8 1.2
78
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
Distance from CT downhole end - m
0
2
4
6
8
10
12
14
16
Fatigue L
ife U
sed - %
Current Life
Prev. Life
Weld
CCAT*
© Schlumberger 1994-2006
CoilLIFESARTA # 19179
79
5.1.8. Estimación de tiempos operativos
Tabla de Estimación de Tiempos
Punto Descripción de Actividad Tiempo (Hrs)
5.1.4.5 Instalación de Equipos y Unidades de TF y N2 10.0
5.1.4.6 Prueba de Presión PT-1 0.5
5.1.4.6 Instalación de herramienta para calibración e Inducción 1.0
5.1.4.2 Reunión de Seguridad Pre-Operación 0.5
5.1.4.7 Corrida de calibración e Inducción 24
5.1.4.7 Desmantelar herramienta de fondo 6
Total Tiempo Estimado (Hrs) 42
Costo Estimado (USD) $ 80,000.00
Nota:
Los tiempos indicados en la tabla anterior no consideran demoras ocasionadas por
cambios de programa, malas condiciones climatológicas, logística y/o cualquier otro
factor que origine una desviación del programa original.
El volumen de nitrógeno dependerá del daño y volumen perdido durante la perforación
del pozo, inicialmente se enviara aproximadamente 15,000 m3 de nitrógeno para
arrancar el pozo a producción dependiendo de la respuesta del mismo, se utilizara dicha
cantidad o se solicitara mas nitrógeno de ser requerido para cumplir el objetivo de la
intervención.
El costo indicado en la tabla anterior se basa en los tiempos señalados en la tabla de
estimación de tiempos.
80
Conclusiones
Del presente trabajo de investigación, se puede concluir que la tubería flexible es sumamente útil
dentro de la industria petrolera, debido a que es posible utilizarla en múltiples operaciones, tal como
la perforación, cementación, toma de registros, así como algunas otras aplicaciones que se
consideran servicios básicos, entre los cuales destaca la inducción mediante nitrógeno, esta
operación permite recuperar en cierta medida la producción de un pozo, cuyo flujo natural se
encuentra en franco declive.
La inducción mediante nitrógeno adquiere relevancia debido a que actualmente se han presentado
diversos problemas en la producción de los pozos petroleros, por eso ha sido necesario implementar
esta técnica, que permite obtener un mayor número de barriles de crudo y tener una producción no
excesiva, pero constante durante un lapso de tiempo mayor.
81
Bibliografía
http://www.cedip.edu.mx/tomos/tomo10.pdf
http://es.scribd.com/doc/20116046/Servicios-de-Apoyo-a-la-Perforacion
Curso de Schlumberger acerca de Tubería Flexible.
Programa operativo para llevar a cabo la Calibración e Inducción del Pozo Sihil – 10, en el
intervalo: 3,676 m – 3,850 m.