Tomo10 servicios de apoyo a la perforacion

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Tomo10 servicios de apoyo a la perforacion

  1. 1. Servicios de Apoyo a la Perforación Servicios de Apoyo a la PerforaciónÍNDICE PáginaI. EVOLUCION Y APLICACIÓN DE LOS SERVICIOS DE TUBERÍA FLEXIBLE 3 Introducción 3 Elementos básicos de la tubería flexible 3 Origen de la tubería flexible 3 Mejoramiento y evolución de la tubería flexible 5 Evolución de la sarta continua de la tubería flexible 5 Perforación con tubería flexible 6 La tubería flexible hoy en día 6 Sarta de tubería flexible 8 Equipo de tubería flexible 9 Aplicaciones de tubería flexible 9 Seguridad y contingencia 10 Software hoy en día 14 Equipo de soporte para las operaciones de tubería flexible 16 Esfuerzos de tubería 16 Sistema de Monitoreo CoilLIFE TM 17 Presión debida a la fricción 18 Limpieza con espuma 18II. EQUIPO DE LÍNEA DE ACERO 18 Unidad móvil 18 Cabina de operación 19 Malacate de línea de acero 19 Tipos de línea de acero 19III. REGISTRADORES DE PRESIÓN 20 Registradores de presión y temperatura de alta resolución 20 Registrador de presión mecánico (amerada) 21IV. HERRAMIENTAS DE FONDO PARA RECUPERAR MUESTRAS PVT (MUESTREROS) 21V. TOMA DE INFORMACIÓN 22 Introducción 22 Pruebas de variación de presión 22 Muestras de fondo para análisis de presión, volumen y temperatura (PVT) 25 1
  2. 2. Servicios de Apoyo a la Perforación Servicios de Apoyo a la PerforaciónVI. EJEMPLO DE APLICACIÓN 28 En áreas nuevas, que vayan a ser fracturadas, es Glosario imperativa la realización de una prueba de Antecedentes 28 DataFRAC TM para afinar los parámetros más im- STRIPPER Estopero Data FRACTM 32 portantes del diseño y disminuir las posibilidades BOP Preventor Fractura principal 36 de un arenamiento prematuro que impida la con- OD Diámetro exterior Conclusiones y recomendaciones 41 secución de los objetivos. CT Express Unidad de tubería flexible integral Glosario 43 JOY-STICK Palanca de mando Del DataFRACTM se obtuvieron parámetros como: CTSITM Equipo de Registro y monitoreo de presión de cierre, altura de la fractura, eficiencia del parámetros durante la operación fluido, módulo de Young y fricción del fluido en las TM Marca Registrada Schlumberger cercanías del pozo. Estos parámetros servirán de re- CoilCATTM Software para el análisis de toda la in- ferencia para futuros tratamientos. formación (banco de información únicamente para la sarta de TF) El aumento de la presión de fondo causó un mayor CoilCADETM Software para diseño y evaluación con crecimiento vertical de la fractura, comparado con TF (simulación previa y post-trabajo). la creada durante el bombeo del DataFRACTM . De DEETM Diseño, ejecución, evaluación (Círculo de ca- cualquier manera, el registro espectral determinará lidad de Schlumberger). la altura de la misma. Coil LIFETM Evaluación de la vida de la sarta MMPCNGD Millones de pies cúbicos por día de gas natural ISIP Presión de cierre instantáneo G Función del tiempo de apoyo DataFRACTM Prueba para la obtención de parámetros de la formación (módulo de Young, permeabilidad, sobrecargas) evaluación del fluido con el que se rea- liza la prueba FracCADETM Software para el diseño y evaluación de fracturas hidráulicas Presure Match Análisis de coincidencia de pre- siones ppa Libras de apuntalante adicionadas (Agregadas).2 43
  3. 3. Servicios de Apoyo a la Perforación Servicios de Apoyo a la Perforación Net Pressure Match 3000 Servicios de Apoyo 2500 Net Pres(PropFRAC) Net Pres(Calculated) a la Perforación 2000 1500 I. EVOLUCIÓN Y APLICACIÓN DE LOS SERVICIOS · Cabeza inyectora, es el concepto de introducir y DE TUBERÍA FLEXIBLE sacar la tubería en el pozo. 1000 · Stripper, dispositivo capaz de dar un sello diná- Introducción mico alrededor de la sarta de tubería. 500 La utilización de la tubería flexible (TF) se ha convertido La tecnología de la tubería flexible está basada en el en una práctica aceptada. En muchas partes del mundo uso de un tubo continuo de acero flexible, el cual se 0 se usa, con herramientas preescritas, para hacer un enrolla en un carrete para su transporte y almacena- servicio en un pozo o para tareas de reparación. miento. En superficie, la tubería es conectada a una -500 unión giratoria de alta presión en el extremo del ro- 0 30 60 90 120 Originalmente, esta técnica fue desarrollada, en los llo, para fluir por dentro de la tubería. años 60, para operar en pozos con presión, flujo y/ Time o pérdida, con el fin de remover puentes de arena; La tubería flexible es introducida y sacada del pozo Figura 22 Análisis de la presión neta. pero en la actualidad se ha convertido en una tec- por medio de la cabeza inyectora, la cual combina nología multifacética. Aunque en la intervención tra- varias operaciones hidráulicas que permiten al ope- dicional con tubería continua, o aplicaciones de re- rador tener control sobre la posición y movimiento paraciones, todavía se utiliza la tubería flexible en de la tubería. más de tres cuartas partes del trabajo, el uso de TF se ha convertido en un práctica común y económi- Un ensamblaje con un sello prensa estopa (stripper), camente viable. colocado debajo de la cabeza inyectora, produce un PEMEX FracCAD and Proppant ACL Fracture Profile 12-22-1997 Pressure Esta rama de la tecnología de la tubería flexible que sello dinámico alrededor de la tubería y permite que sea introducida y sacada del pozo en condiciones AP2D Concentration 444 va desde la intervención en pozos, hasta aplicacio- seguras. En seguida se encuentra el preventor BOP nes de perforación y terminación se ha logrado en (Blow Out Preventor), montado entre el stripper y el poco tiempo gracias al trabajo conjunto de las com- árbol de valvulas del pozo, cuyas funciones se rela- 445 pañías petroleras, las compañías de servicio de tu- cionan con la seguridad y el control sobre las pre- bería flexible y los fabricantes de equipos, que han siones. < 0.0 0.0 - 0.2 lb/ft 2 desarrollado e innovado herramientas y técnicas en 446 0.2 - 0.4 lb/ft 2 esta área. La unidad de tubería flexible se opera desde la cabi- 0.4 - 0.6 lb/ft 2 0.6 - 0.8 lb/ft2 na de control, que está diseñada como punto único 0.8 - 1.0 lb/ft2 El objetivo del presente texto es brindar una visión de control y estación de monitoreo para las funcio- 1.0 - 1.2 lb/ft 2 1.2 - 1.4 lb/ft 2 general del desarrollo de los servicios de tubería flexi- nes primarias de la unidad y de los equipos anexos. 447 1.4 - 1.6 lb/ft 2 > 1.6 lb/ft2 ble con el fin de lograr un conocimiento de esta tecnología en constante crecimiento que involucra Origen de la tubería flexible a un sector básico de la industria petrolera. 448 La primera práctica completamente funcional de una Elementos básicos de la tubería flexible unidad de tubería flexible fue realizada por la Com- pañía California Oil Company y Bowen Tools, en 1962. 449 1200 1400 1600 - - - -0 0.0 0.1 0.1 0 50 10 15 20 25 La tubería flexible consta de tres elementos básicos: Su propósito fue lavar tapones de arena en pozos Stress(psi) ACL Width at Wellbore(in) Fracture Half- Length (ft) de la costa del Golfo. · Un tubo conductor continuo el cual puede ser in- Figura 23 Concentraciones de arena en la fractura creada. sertado dentro del pozo La cabeza inyectora funcionaba sobre el principio de 342
  4. 4. Servicios de Apoyo a la Perforación Servicios de Apoyo a la Perforacióndos cadenas verticales que giraban una enfrente de · Al principio de los años 60, Bowen Tools desa- Al igual que con la presión de tratamiento, se realizó Producción de gas pos fracturala otra; un diseño que en la actualidad se utiliza en rrolló un dispositivo para desarmar una antena a un análisis de la presión de fondo y la presión netala mayoría de las unidades de tubería flexible. El bordo de un submarino hundido. La antena, he- de la ejecución y de la simulación posfractura. Aquí El pozo se encuentra en proceso de limpieza de losstripper era un simple tipo de sello anular que se cha de tubo de cobre de 5/8", fue enrollada en un también el análisis se logró únicamente a partir del fluidos de fractura inyectados para ser aforado pos-activaba hidráulicamente para sellar alrededor de la carrete para almacenarla y poder llegar a la su- bombeo del colchón hasta el ISIP tal como se puede , teriormente por una compañía especializada, contubería en cabezales de pozos con presiones relati- perficie desde el submarino hundido a 600 pies observar en las figuras 21 y 22. objeto de determinar los gastos de gas y condensa-vamente bajas. de profundidad. El sistema usó el mismo princi- do (si lo hay) estimados a diferentes aperturas de pio de la contra rotación de las cadenas que más estranguladores.En esos tiempos, la tubería todavía se fabricaba en tarde sería adoptada por los inyectores de tube-tramos de 50 pies de longitud, soldados en los ex- ría flexible. Bottom hole Pressure Matchtremos con diámetros externos de 1 3/8", y longitu- · En 1962, Bowen adaptó el diseño del inyector 16000des de 15 mil pies; se enrollaba en carretes con nú- usado para recuperar la antena como el proto- BHP (PropFRAC)cleo de 9 pies de diámetro externo. Ésa fue la prime- tipo desarrollado por California Oil Company. BHP (Calculated)ra unidad de tubería flexible operativa basada en (Ver figura 1).los mismos principios y conceptos desarrolladoscon otros propósitos antes de 1944. Antes de la mi-gración europea, a finales de la Segunda GuerraMundial, los ingenieros desarrollaron y produjeron 14000largas líneas de tubería, desde Inglaterra hasta el con-tinente europeo, con propósito de suministrar com-bustible a los aliados.PLUTO (del inglés Pipe Lines Under The Ocean) esel nombre con el cual se designó al proyecto de fa- 12000bricación y tendido de líneas a través del canal in-glés. Se tendieron un total de 23 líneas, 17 eran deplomo y seis de acero. Las de acero estaban fabri-cadas en tramos soldados de 20 pies con 3" de diá-metro interno por secciones de 4 mil pies de longi-tud, que luego eran soldadas entre sí y enrolladas 10000en carretes flotantes de 70 pies de ancho por 40 0 20 40 60 80 100 120 140pies de diámetro. Éstas, de aproximadamente 70millas de longitud, fueron tendidas remolcando los Timecarretes a través del canal mientras la tubería se des- Figura 1 Inyector Bowen - aproximadamente de 1964. Figura 21 Análisis de la presión de fondo.enrollaba. Debido al éxito de Bowen Tool-California Oil Según el análisis de presiones, la geometría de la Conclusiones y recomendacionesEl éxito en la fabricación y la facilidad para enrollar Company en 1964, Brown Oil Tools y Esso, colabo- fractura creada difiere un poco de la geometría dise-la tubería flexible, orientó los futuros desarrollos que raron en el desarrollo de un sistema que utilizaba un ñada porque, al parecer, el aumento de la presión La tubería de 2 7/8" impidió alcanzar un mayor gastola llevaron a su uso actual: aplicaciones en pozos diseño diferente en el principio de operación del de fondo hizo que la fractura creciera en altura a di- de fractura. Así se evitó realizar una fractura efectivapetroleros. inyector. En lugar de un juego de cadenas de contra ferencia del DataFRACTM. Parecer ser que se logra- de 25 m de altura que contemplaría todo el cuerpo rotación utilizaron un diseño de agarre y manejo de ron fracturar los 25 m. de formación; este valor se arenoso que se deseaba estimular.Las facilidades que presentaban las unidades Bowen la tubería, forzada entre una cadena sencilla y una confirmara posteriormente con el registro espec-de 1962 se fueron desarrollando cronológicamente ranura de una rueda motriz. La unidad completa es- tral. A pesar de que la fractura creada es diferente a La ejecución de la fractura demostró quede la siguiente manera: taba montada en un mástil suspendido por encima la diseñada, sus características son bastante buenas, operativamente las fracturas son viables en pozos del árbol de válvulas del pozo. tal como puede verse en la figura 23. similares al AP-2D, bastará con evaluar la respuesta· Al final de los años 40 se patentaron varios con- de producción del pozo para determinar la rentabili- ceptos relacionados con la inyección de tubería En la actualidad subsiste una variante de este dise- La fractura creada tuvo una penetración efectiva de dad de los tratamientos de fractura en este campo. flexible o cable dentro del pozo. ño, como alternativa del muy usado sistema de con- 143 m, con un ancho promedio de 0.135 pulgadas, El potencial del pozo es enorme y abre la posibili-· Al principio de los años 50 se presentaron varios tra cadenas. La unidad Brown Oil Tool fue diseñada con concentraciones mayores a 1 lb/pie2 en toda su dad de realizar este tipo de trabajo e incrementar la conceptos relacionados a la perforación utilizan- para tubería flexible de ¾" y resultó exitosa. Se usa extensión, lo que genera una conductividad prome- producción de gas en el campo Arroyo Prieto. Ade- do tubería flexible. para limpiar pozos en tierra y costa afuera. dio de la fractura de 2 mil 293 md.ft, excelente para más, con base en estos resultados, pueden progra- el flujo de fluidos desde la formación al pozo. marse trabajos similares en otros campos del área.4 41
  5. 5. Servicios de Apoyo a la Perforación Servicios de Apoyo a la Perforaciónpresión comenzó a descender hasta un valor míni- fricción a causa del apuntalante, etc., y se logró un En ambos desarrollos, Brown Oil Tool y Bowen, la de Bowen Tools de 1962 usaba tubería de 13/8", aun-mo de 8 mil100 psi en la etapa de 6 ppa. Desde este análisis de la presión de bombeo del trabajo y la unidad de tubería flexible fue desarrollada para clien- que en los modelos producidos comercialmente paramomento hasta el fin del bombeo de apuntalante la presión pronosticada por el simulador. En la figura tes específicos y se trató de prototipos únicos. Sin Nowsco se usaban tuberías de ½". En los inicios depresión se mantuvo estable. El bombeo del agente 20 se presenta el análisis de presiones para deter- embargo, su éxito pronto generó un interés comer- 1970 el tamaño de las tuberías se habíade sostén se realizó en forma automática controlan- minar la geometría de la fractura creada. La línea cial en este tipo de tubería. incrementado hasta 1".do las concentraciones por el sistema de monitoreo roja es la presión de bombeo durante el trabajo y laFracCATTM. Al terminar de bombear 87 mil 559 lbs línea verde es la pronosticada por el simulador lue- En 1967, Nowsco prestó servicio de tubería flexi- En resumen, el periodo comercial de los serviciosde Carboprop 20/40 (registradas) se inició el despla- go de haberse realizado los cambios. ble a clientes que no querían desarrollar o com- de tubería flexible inició a finales de los 60 y princi-zamiento con 104 bbls de gel. Durante el desplaza- prar sus propias unidades; comenzó por rentar pios de los 70. En esa época se usaron tamaños demiento, la presión de bombeo aumentó hasta 11 Como puede observarse en la figura anterior, en una versión modificada de las herramientas dise- tubería hasta 1" y en tramos relativamente cortos.mil 047 psi. El incremento de presión fue causado la primera etapa del bombeo fue imposible anali- ñadas por Bowen (para tubería de ½") para servi- Los diámetros y longitudes fueron limitados por laspor el cambio en la columna hidrostática. El ISIP zar las presiones debido a la diferente naturaleza cio de inyección de nitrógeno. Como resultado del propiedades mecánicas de los materiales de fabri-registrado al finalizar el bombeo fue de 7 mil 420 de los fluidos que se encontraban en el pozo (gas, incremento de la demanda de servicio de tubería cación y también por las técnicas de manufacturapsi, que comparado con el ISIP del DataFRAC (7 mil condensados y gel de fractura bombeado). A par- flexible, Nowsco ordenó 12 unidades similares de de esos años.psi) indica 420 psi adicionales de presión neta que tir del momento en que se encontraba lleno de Bowen Tools, lo que marcó el comienzo de la in-generaron un mayor ancho de fractura causado por gelatina se logró; es decir, al inicio del bombeo dustria de este servicio. Las primeras operaciones con esta tubería estuvie-la colocación del agente de fractura y por la mayor del colchón hasta el ISIP final cuando se suspen- ron llenos de fracasos y problemas por lasviscosidad de la gelatina reticulada (YF-645LT). dió el bombeo. Mejoramiento y evolución de la tubería flexible inconsistencias en la calidad de sus sartas. El pro- blema básico era la cantidad necesaria de soldadu-Evaluación de la fractura Al momento en que la etapa de 6 ppa llegó a la forma- A finales de los años 60 y comienzos de los 70, am- ras de campo en la tubería, por las limitaciones de ción, se registró un ligero aumento en la presión de bos, Brown Oil Tool y Bowen Tools, continuaron fabricación que se enfrentaban.Análisis de presiones (Pressure Match) - FracCADETM bombeo causado por un incremento de la presión de mejorando, modificando y aumentando la capacidad fondo. Esto pudo deberse al puenteo de la arena en la de sus respectivos diseños para acomodar tubería Los primeros fabricantes usaron la técnica desarro-Para determinar la geometría de la fractura creada fractura, que quizá provocó el aumento de la presión flexible de hasta 1". A mediados de los años 70, más llada durante el proyecto PLUTO. Ésta involucrabase realizó un análisis del comportamiento de pre- neta. Sin embargo, luego de este incremento, la pre- de 200 unidades de esta tubería, con el mismo dise- secciones de material bruto soldadas cada 50 pies,siones durante el bombeo y se simuló el programa sión volvió a descender; lo que parece indicar un cre- ño del modelo original, estaban en servicio. que formaban una longitud continua para poder serde bombeo ejecutado. Se realizaron algunos cam- cimiento vertical de la fractura, y se mantuvo en un enrolladas en un carrete. Ello significaba que habíabios en la fricción de los fluidos, altura de fractura, valor constante hasta iniciar el desplazamiento. En esta misma época, el diseño del inyector se vio una soldadura de campo cada 50 pies en la sarta de influido por nuevas compañías fabricantes de equi- tubería. pos (Uni-Flex Inc, Otis Engineering y Hidra Rig Inc). Pressure Match En general, estas compañías basaron sus unidades Al final de los años 60, se desarrollaron nuevas Treating Pressure (JobData) en el diseño de la contra cadena de Bowen Tools. técnicas que permitieron que las sartas de tube- Proppant Conc (JobData) Uni-Flex mejoró su diseño significativamente, y aun- ría fueran fabricadas en longitudes mucho más lar- Slurry Rate (JobData) 12000 Treating Pressure 16 que dejó de producir sus unidades alrededor de gas. Esto, a su vez, redujo el número de soldadu- 1978, muchos de los conceptos de sus diseños fue- ras a través de la sarta, y mejoró las propiedades ron incorporados a las unidades de los modernos del acero. El aumento de la confiabilidad en la tu- fabricantes de hoy en día. bería flexible benefició significativamente los ser- 12 vicio prestados, (figura 2). 8000 Al mismo tiempo que Uni-Flex dejaba de fabricar equipo de tubería flexible, Brown Oil Tools dejaba En 1969, la calidad de la tubería mejoró aún más, + 8 también de fabricar el modelo de la rueda motriz. cuando Southwestern Pipe Inc. comenzó a fabri- Sin embargo, una variación de este modelo fue re car tubería usando los nuevos materiales y técni- introducida en 1985. Este modelo mantenía el con- cas. La Quality Tubing Inc. comenzó a fabricar tu- 4000 bería en 1976, con procesos similares a los cepto de la rueda motriz, pero usaba rodillos, en vez 4 de cadenas, para forzar la tubería contra la rueda Southwestern Pipe. En esa época Quality fabrica- motriz y dar la tracción necesaria. ba tubería exclusivamente para una compañía de servicios. A partir de 1982, Quality Tubing sumi- + Evolución de la sarta continua de tubería flexible nistró tubería flexible a la industria en general, y 0 0 0 30 60 90 120 150 con Southwestern Pipe, dominaron el mercado. A través del tiempo, la cabeza inyectora y las sartas de La técnica utilizada en aquel entonces permitió Time Figura 20 Análisis de presiones. tuberías sufrieron cambios significativos. El prototipo fabricar tramos continuos de tubería flexible de hasta 1500 ft de longitud.40 5
  6. 6. Servicios de Apoyo a la Perforación Servicios de Apoyo a la Perforación Perforación con tubería flexible PEMEX FracCADE Fracturing Pressure AP 2D Fractura 12-22-1997 Aun cuando los comentarios respec- Profile to a esta técnica sean un tanto bre- 1000 ves en este documento, debe resaltarse la gran influencia de dicha Net Pressure EOJ técnica en la evolución y desarrollo de la tecnología de la tubería flexible en general. NetPressure El precepto de utilizar una barrena con tubería continua data de fina- 100 les 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 traba- jo de sistemas de perforación con- 100 Figura 2 Construcción de sartas de tubería flexible. 1 10 100 100 tinua. En 1976, la compañía cana- Treatment Time - min diense Flex Tube Services Ltd, em-Durante los años 80, los materiales y las sartas de pezó a desarrollar y comercializó sistemas de Figura 18 Pronóstico del comportamiento de la presión neta.tubería flexible mejoraron de manera significativa. operación de perforación continua. 12000 16· 1980 - Southwestern Pipe introduce al mercado, La era moderna de la perforación con TF inicia en Treating Pressure(psi) Annulus Pressure(psi) tubería con punto de cedencia del acero de 70k 1991 y ha progresado rápidamente con una mayor Slurry Rate(bbl/min) 14 psi para tubería continua. fuerza en el desarrollo de tuberías de 2" y 2 3/8". Proppant Conc(PPA) La tubería flexible hoy en día 9000 12· 1983 - Quality Tubing introduce al mercado tra- mos de tubería de fabricación continua de 3000 ft. Conforme se va haciendo más complejo el equi- 10 po de TF y sus servicios, es más difícil explicar brevemente las ventajas de aplicar esta tecnolo- 6000 + 8· 1987 - Quality Tubing desarrolla la soldadura con inclinación de 45° en las hojas de acero anterior al gía. La economía y la velocidad fueron los prime- proceso de soldadura para dar mayor resistencia ros incentivos para su uso, y siguen siendo una 6 a la tubería. característica clave. También la favorece el uso de equipo más pequeño y un menor tiempo en la 3000 4En dicho periodo de desarrollo, el diámetro de instalación, más aún si se compara con los equi-tubería flexible máximo utilizado comercialmente pos de perforación y reparación. Sin embargo, 2aumentó, primero a 1 ½" y en forma subsecuente existen algunas otras ventajas técnicas que pue-a 1 ¾". Para 1990, se produjo la primera tubería den ser aplicadas, dependiendo de las especifi- 0 + 0de 2"; seguida por la de 2 3/8", 2 7/8" y 3 ½". Hoy caciones de la terminación, el yacimiento y las 0 50 100 150en día, la tubería de 2 3/8" es considerada, en tér- condiciones de la localización. Treatment Time(min)minos generales, como el diámetro más emplea- Figura 19 Gráfica de parámetros de bombeo.do en trabajos convencionales para intervencio- Las ventajas de esta técnica sobre los métodos con-nes con tubería flexible. El uso de tubería de ma- vencionales de un equipo de reparación incluyen: colchón se presentó un ligero aumento de la pre- de una fractura contenida verticalmente.yor diámetro es utilizado comúnmente en aplica- sión debido a la activación de la gelatina y su llega- Al finalizar el colchón se inició el bombeo del agenteciones como terminaciones con este tipo de tu- · Eficiencia y seguridad en intervenciones de po- da a la formación. En el colchón, la presión se man- apuntalante Carboprop 20/40, con concentracionesbería, en donde su ciclaje y fatiga ya no suele zos vivos, (presión, flujo y/o pérdida). tuvo en un valor promedio de 9 mil 500 psi con una variables desde 1 a 8 ppa con aumentos en formaser un tema importante. · Capacidad de movilización rápida, instalación y ligera pendiente positiva que indica la propagación escalonada. Al iniciar el bombeo del apuntalante, la6 39
  7. 7. Servicios de Apoyo a la Perforación Servicios de Apoyo a la Perforación preparación del equipo en la localización. significativas de la tecnología de la tubería flexi- PEMEX · Capacidad de circular mientras se trabaja la sarta ble. Dicha flexibilidad, si se combina con condi- FracCAD Surface AP 2D Fractura 12-22-1997 (levantar, sacar). ciones específicas de la localización o requeri- Pressure · Reduce el tiempo de una corrida y el tiempo que mientos locales, pueden dar como resultado zo- 1300 Surface el pozo no produce. nas de alta actividad y desarrollo por región. En Pressure Eoj · Menor impacto ambiental y riesgo operativo. dichas zonas, esta tecnología no sólo es acepta- 1200 · Menor cantidad de requerimiento de las cuadri- da sino apoyada porque es un trabajo innovador llas de trabajo (personal). tanto en el desarrollo del equipo como en las téc- · Menor costo con mayor flexibilidad de trabajo. nicas de trabajo. Por ejemplo, podemos mencio- 1100 nar el aislamiento por zonas y la perforación con Es difícil resumir la lista de sus aplicaciones, pues tubería flexible en Alaska.Surface Pressure crecen día con día. Al principio, fueron diseñadas 1000 para la circulación con base en las capacidades de Actualmente, este equipo es utilizado en gran varie- la sarta de T.F las aplicaciones más recientes recaen .; dad de aplicaciones, en sitios de trabajo de muy dis- 900 en varias características de la sarta de la misma tu- tintas condiciones. Se utiliza equipo de diferentes bería y su equipo asociado. cualidades y capacidades. Como resultado, no exis- te una configuración estándar del equipo, el cual 800 La mayoría de sus usos actuales se caracterizan debe ser útil bajo cualquier condición de trabajo. De como sigue: cualquier manera, existen componentes básicos para 700 cada operación, comunes para cualquier aplicación. 0 10 20 30 40 50 60 70 80 · Operaciones en pozos vivos: el equipo permite La ilustración mostrada en la figura 3 identifica los Treatment Time - min operar bajo condiciones de pozo arrancado, pre- componentes principales típicamente requeridos sión y flujo, rigidez de aparejos verticales y des- para realizar operaciones de tubería flexible en for- viados en pozos. ma segura y eficiente. Figura 15 Pronóstico del comportamiento de la presión de bombeo. · 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 bombeando a través de la sarta. PEMEX FracCAD and Proppant ACL Fracture Profile AP 2D Fractura 12-22-1997 · Circulación continua: los fluidos pueden ser bom- Concentration 4440 beados en forma continua mientras la tubería es introducida o retirada del aparejo. < 0.0 lb/ft2 · La rigidez de la sarta de TF permite el uso de he- 4450 0.0 - 0.2 lb/ft2 0.2 - 0.4 lb/ft2 rramientas y adaptaciones (y la sarta misma) que 0.4 - 0.6 lb/ft2 va a ser comprimida o tensionada a través de sec- 0.6 - 0.8 lb/ft2 0.8 - 1.0 lb/ft2 ciones de aparejos verticales, y desviados en los 1.0 - 1.2 lb/ft2 4460 1.2 - 1.4 lb/ft2 pozos. 1.4 - 1.6 lb/ft2 > 1.6 lb/ft2 · Conductores instalados y conductos: los conduc- tores eléctricos pueden ser instalados en la sarta 4470 de TF y conducidos al extremo del carrete. Esto permite funciones de control y de energía adicio- nales, los cuales pueden establecer una comuni- 4480 12000 14000 16000 -0.15 -0.10 -0.05 -0 0.05 0.10 0.15 0 cación entre la herramienta de fondo y la unidad 100 200 300 400 Stress( psi) ACL Width at Fracture Half-Length en superficie. Wellbore (in) (ft) Un equipo fácilmente adaptable, herramientas y Figura 3 Operaciones de tubería flexible. Principales Figura 17 Concentraciones de arena de la fractura diseñada. componentes del equipo de TF. técnicas para propósitos específicos son ventajas 38 7
  8. 8. Servicios de Apoyo a la Perforación Servicios de Apoyo a la PerforaciónLa variedad de las aplicaciones, configuraciones del La sarta de tubería flexible Decline Dataequipo y las condiciones operacionales indican queno existe un proceso de planeación y diseño estándar. La mayoría de las sartas de tubería flexible es cons- Pressure + Offset DerivativeSin embargo, existen elementos en la planeación y el truida en baja aleación de acero de alta dureza, eldiseño que pueden ser aplicados para cada tipo de cual forma una tubería de altas especificaciones con 13500 1400 P1 ISIPoperación. En la figura 4 la ilustración identifica los las propiedades químicas, físicas y geométricas de-elementos principales de diseño y planeación de un seadas. Aunque se están desarrollando compues-trabajo que puede considerarse como un típico pro- tos de materiales, aleaciones especiales y una tube- Pc 1200 13000cedimiento para cualquier operación de este tipo. ría basada en fibra de vidrio. Mejorar la confiabilidad Pc 1000 Derivative (psi) ADQUIRIR LOS DATOS PARA EL 12500 DETERMINAR LOS DISEÑO DEL TRABAJO Pressure (psi) OBJETIVOS DEL ( i ) Yacimiento 800 TRATAMIENTO ( i i ) Aparejo 12000 ( i i i ) Localización / sitio de trabajo 600 11500 400 SELECCIONAR EL TRATAMIENTO SELECCIÓN DE EQUIPO ( i ) Fluidos 11000 200 ( i i ) Herramientas Fluidos (i) Equipo de T.F 0 1 2 3 ( i i ) Equipo de Control de Pozo G Function ( i i i ) Equipo Especializado Figura 13 Registro de rayos Gamma para determinar la altura de fractura. PREPARAR PLANES Y PROCEDIMIENTOS REALIZAR EL Programa de bombeo Ejecución de la fractura (i) Procedimientos Normales de Operación TRATAMIENTO ( i i ) Plan de Emergencia Programa de bombeo para alcanzar una longitud La fractura principal se llevó a cabo el 12 de diciem- ( i i i ) Planes de Contingencia media de fractura de 235.4m con una conductividad bre de 1998. Figura 4 Operaciones con T.F. elementos principales para la ejecución de diseño de un traba- (kw) promedio de 1728 md-pie. La fractura se realizó de acuerdo con el programa deLos elementos y componentes identificados previa- de las sartas de tubería flexible es un prerrequisito Sección 2.-Simulación de la fractura apuntalada bombeo establecido en la etapa de diseño, y el com-mente proveen un contenido y estructura base para necesario para la aceptación de estos servicios para portamiento del pozo fue muy similar al pronosticadoeste manual, el cual es compilado en cuatro seccio- pozos. Los procesos de manufactura y de asegura- Resultados de la simulación computarizada de la frac- por el simulador. Al abrir el pozo, se registró una pre-nes distintas y apoyado por información suplementa- miento/control de calidad pueden dar un buen ser- tura apuntalada usando el medelo seleccionado: sión en la cabeza de 6 mil 600 psi, se inició el bombeoria en los apéndices. vicio con un correcto grado de predicción en fun- de gelatina de fractura WF-240 para lle- ción de los requerimientos del cliente (típicamente nar el pozo y poder estabilizar el gasto de· Sarta de Tubería Flexible el proveedor del servicio de tubería flexible). Longitud de fractura apuntalada 235 m fractura de 14 bpm. El aumento del gasto· Equipo de Tubería Flexible Longitud de fractura efectiva 176 m se realizó con especial cuidado en la pre-· Aplicaciones de Tubería Flexible Como ya se mencionó la tubería flexible o línea de sión de bombeo y la presión en la TR. A Ancho promedio apuntalado 0.099 pulg· Planeación de Seguridad y Contingencias tubería fue desarrollada durante la Segunda Guerra los 96 bbls bombeados de gelatina se al- Conductividad promedio 1,728 md. Ft· Apéndices Mundial con el fin de proveer combustible para la canzó el gasto de fractura de 14 bpm; la invasión de fuerzas posterior a la llegada a Fcd promedio 24.9 presión aumentó hasta que todo el pozoPara la preparación de este manual, se han utilizado Normandía. El proyecto PLUTO (Pipe Line Under The Presión neta 1,534 pis se encontraba lleno de gelatina lineal,varios escritos técnicos, artículos y referencias simila- Ocean-Línea) es el origen de la T.F. Eficiencia 0.477 cuando 106 bbls habían sido bombeados.res. La publicación de ejemplos históricos y experien- Figura 14cias en el campo son tomadas en cuenta como una Si bien las propiedades físicas, químicas y de ma- Una vez lleno el pozo se inició el bom-contribución de valor para la aceptación genérica de nufactura son muy diferentes en la actualidad, en Gráficas que describen las características de la frac- beo de gelatina reticulada, 12 mil galones de gelati-la tecnología de la tubería flexible. comparación a las del proyecto PLUTO, varios as- tura diseñada: na YF-645LT como colchón. Durante el bombeo del8 37
  9. 9. Servicios de Apoyo a la Perforación Servicios de Apoyo a la Perforación pectos y preocupaciones fueron identificados y se ble debido a su diseño, que día con día permite G-Function Plot <> han mantenido válidos hasta hoy. Por ejemplo, la mayor grado de flexibilidad en su aplicación, según Pressure [ Rng.4 ] debilidad inherente asociada con la soldadura de las condiciones de trabajo. Con el incremento glo- 13500 campo como resultado de la influencia de la fatiga. bal del mercado de la tubería flexible, y la mayor L2-S aceptación de los servicios especializados, el uso de L1-S Sin tomar en cuenta las ventajas técnicas de la tube- equipo estándar se ha vuelto más común. Bottom Hole Pressure (psi) 13000 ría flexible, en cuanto a su composición química y de diseño, una sarta de este tipo deberá ser tomada Elementos principales para la ejecución de diseño como producto de consumo, con una vida útil limi- de un trabajo tada. La demanda de la sarta de tubería flexible recae 12500 en la confiabilidad y predictibilidad en su desempe- Las funciones básicas requeridas para el equipo de ño. Esto es un parámetro crítico dado que las opera- tubería flexible han permanecido por largo tiempo ciones deben llevarse a cabo dentro de un rango de tal como fueron establecidas en los primeros servi- 12000 seguridad operativa. Si se considera que varias pro- cios. Por ejemplo, introducir la tubería, sacar la tu- L2-E piedades de la sarta son de efecto contradictorio, bería, mantener la seguridad del pozo. Sin embargo sus requerimientos son típicamente determinados las condiciones bajo las cuales actualmente se lle- 11500 como un compromiso con las especificaciones del van a cabo son considerablemente diferentes. Las L1-E material químico utilizado (metalúrgico) y las pro- modernas sartas de tubería flexible tienen diáme- piedades físicas del mismo. Por ejemplo, un mate- tros mayores (OD), y son más pesadas y más lar- 11000 rial que cuenta con un alto grado de resistencia a la gas; son trabajadas en pozos más profundos, con 0 1 2 3 corrosión tiene una resistencia menor a la fatiga. mayor temperatura y mayor presión en la cabeza. Aunado a lo anterior, el pozo puede estar desviado, G-Function La confiabilidad de los servicios de tubería flexible con sección horizontal, y en algunos casos, tener Figura 12 Prueba de calibración-declinación de presión. que se usa en la actualidad se debe a la aplicación y ambas combinaciones. al esfuerzo que se realizó sobre el control del com- El diseño contemplaba 12 mil galones de gelatina portamiento de la tubería a través de su vida útil. Aplicaciones de Tubería Flexible YF-645LT como colchón y 16 mil300 de la misma Esto se basa en un entendimiento de los parámetros Presión de cierre: 12,978 psi gelatina para colocación del agente sustentante, 83 que influyen en el desempeño de una sarta y en el Muchas aplicaciones modernas requieren de una to- Gradiente de fractura: 0.887 psi/pie mil 200 lbs de Carboprop 20/40 y el desplaza- desarrollo de procedimientos diseñados para el con- lerancia precisa conforme aumenta la profundidad Tiempo de cierre: 6.1 min Altura de fractura: 13 mts. miento con 4 mil 368 galones de gelatina lineal WF- trol y monitoreo de los efectos resultantes. Por ejem- y requiere la aplicación de fuerzas extremadamente Módulo de Young 4.7 E6 psi 240. En la figura 16 se puede ver la geometría de la plo, la corrosión y la fatiga pueden reducir de mane- controladas en el fondo del pozo. También necesi- Coeficiente de pérdida: 1.2 E-3 pie/min. 0.5 fractura y el programa de bombeo. ra significativa la vida útil de la tubería al igual que tan herramientas de fondo; el equipo que provee Purt: 0.5 gal/100 ft2 su confiabilidad (predictibilidad). Mediante el regis- información en tiempo real se utiliza rutinariamente. Eficiencia del fluido: 0.19 Longitud de fractura apuntalada 235 m. tro de los parámetros que influyen dichos mecanis- Longitud de fractura efectiva: 176 m mos, un sistema eficiente de manejo de la sarta no Cada uno de los factores mencionados han sido ana-Purt: 0.5 gal/100 ft2 Ancho promedio apuntalado: 0.099 pulg. necesariamente puede prevenir la fatiga y la corro- lizados por fabricantes y diseñadores de equipo. ElEficiencia del fluido: 0.19 Conductividad promedio 1728 md. Ft. sión, pero sí proveer una forma de contabilizar los resultado es un eficiente, pero complejo equipo, el Fcd promedio: 24.9 efectos con el fin de mejorar la confiabilidad de la cual requiere habilidades operativas bastante másFractura principal Presión neta: 1534 psi sarta y de su servicio. complejas que las que históricamente se habían con- Eficiencia: 0.477 siderado como adecuadas para una operación se-Diseño de fractura Equipo de tubería flexible gura de tubería flexible. Debido a la variación de la altura de fractura se rea-Una vez analizado el DataFRACTM se rediseñó el lizó un diseño para 14 metros de altura y se obtuvo Aparentemente, los equipos actuales de tubería flexi- Uno de los avances más importantes en el diseño yprograma de fractura basado en los resultados. la misma penetración y ancho del diseño original. ble tienen gran similitud con los diseños realizados operación de este equipo ha sido la introducciónEl programa original se modificó debido a que el Esto provocó una disminución, tanto en los volú- en la década de los 60. En realidad, a partir de en- de programas en computadora, así como equiporegistro de rayos Gamma corrido para determi- menes de fluido, como en la cantidad de arena, res- tonces, las "áreas débiles" han sido mejoradas. Los de monitoreo y registro. Refinados modelos de com-nar la altura de fractura mostró 13 metros de altu- pecto al diseño original; de esta manera se dismi- factores o parámetros que influyen en la calidad del putadora pueden predecir con precisión las fuerzasra. Con base en estos resultados se rediseñó la nuyó la cantidad de arena de 107 mil lbs propues- servicio se han ido identificando y mejorando me- que se ejercerán sobre la tubería flexible bajo lasfractura manteniendo como longitud de fractura tas originalmente a 83 mil 200 lbs. A continuación diante la implementación o modificación de los di- condiciones de pozo y operación que se va a efec-apuntalada efectiva 176 m y un ancho apuntalado se anexan las secciones más importantes del dise- seños de los equipos. Existe preferencia por equipo tuar. Además, el comportamiento de los fluidos depromedio de 0.10 pulgadas. ño de la fractura. "genérico" o estándar de las unidades de tubería flexi- tratamiento y del pozo pueden ser modelados. Lo Sección 1.- Programa de fractura apuntalada36 9

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