Loading presentation...

Present Remotely

Send the link below via email or IM

Copy

Present to your audience

Start remote presentation

  • Invited audience members will follow you as you navigate and present
  • People invited to a presentation do not need a Prezi account
  • This link expires 10 minutes after you close the presentation
  • A maximum of 30 users can follow your presentation
  • Learn more about this feature in our knowledge base article

Do you really want to delete this prezi?

Neither you, nor the coeditors you shared it with will be able to recover it again.

DeleteCancel

Make your likes visible on Facebook?

Connect your Facebook account to Prezi and let your likes appear on your timeline.
You can change this under Settings & Account at any time.

No, thanks

capacitacion coiled tuibing

No description
by

carlos uran

on 21 August 2013

Comments (0)

Please log in to add your comment.

Report abuse

Transcript of capacitacion coiled tuibing

CURSO BASICO DE COILED TUBING
PROGRAMA
INTRODUCCION
UNIDADES Y EQUIPOS
APLICACIONES
1. INTRODUCCION
2. TUBERIAS CONTINUAS
3. UNIDADES Y EQUIPOS
4. APLICACION COMUNES
CONTENIDO
1.1 GENERALIDADES
1.2 VENTAJAS
1.3 APLICACIONES
1.4 RESEÑA HISTORICA
(ORIGEN Y DESAROLLO)
GENERALIDADES
• El equipo de CT es una unidad portable, accionada hidráulicamente diseñada para inyectar y recuperar tubería en forma segura que permita ejecutar servicios de mantenimiento a pozos
• Para ello se utiliza tubería continua que varia entre 1,
1 1/4, 1 1/2, 1 3/4, 2, 2 3/8, 2 7/8, y 3 1/2 in OD y
carretes accionados hidráulicamente
• Adaptado para trabajar en tierra o costa afuera
• Instalado en tráiler, camiones, botes o plataformas
Configuración de un sistema coiled tubing
• Cabeza de inyección (inyector)
• Carrete con tubería continua
• Cabina de control
• Motor diesel principal (Power Pack)
• BOP
• Grúa
Equipos adicionales:
• Unidad de bombeo
• Unidad de Nitrógeno
• Tanques, etc..
CONFIGURACION GENERAL CTU.
MOTOR.
BOP
INYECTOR
GRUA
CARRETE
CABINA
ELABORADO POR: CARLOS MARIO URAN.
PIÑUÑA 1 VETRA NOVIEMBRE DEL 2012.
• Desde su inició en 1963, ha sido catalogado como una tecnología que tiene el potencial de revolucionar la industria del petróleo
• Ofrece numerosas ventajas sobre la tubería
convencional, incluyendo ahorro de tiempo,
“flexibilidad” en bombeos, posicionamiento de fluidos,
reducción de daño a formación y seguridad
VENTAJAS
• Eficiencia
– Unidad autosuficiente, no requiere taladro.
– Ahorra tiempo y dinero – no requiere matar el pozo
• Reduce el potencial daño a la formación
– Se utiliza típicamente en pozos vivos
– Actua como un medio de transporte para herramientas
en pozos horizontales o desviados
• Desempeño
– Utiliza software para optimizar el trabajo
– Versatilidad
• Manejo de tubería
– Sistema de adquisición de datos monitorea parámetros
durante el trabajo - manejo de vida de las tuberías
• Características físicas
– Autosuficiente
– Movil/Modular
– Operada hidráulicamente
– Amigable al medio ambiente
• Operaciones
– Corre y recupera tubería continua en el pozo
– Puede bombear fluidos continuamente
– Diseñada para trabajos en tierra o mar
APLICACIONES
• Perforación
• Registros y cañoneo
• Desplazamiento de fluidos
• Control de arena
• Cañoneo con Coiled Tubing
• Limpiezas de pozos
• Cementaciones remediales
• Sentada y recuperación de empaques
• Instalaciones permanentes
• Corrida de empaque
• Como línea de flujo
• Control de flujo en pozo horizontales o desviados
• Operaciones de pesca
RESEÑA HISTORICA (ORIGEN Y DESARROLLO)
LOS INICIOS
DESARROLLO DEL INYECTOR
• Aunque se usa hace más de 40 años es un tipo
“relativamente” nuevo de servicio. Como toda
tecnología tuvo grandes fallas y exitos: se requirieron
herramientas de pesca y oraciones para recuperar
sartas de los pozos. Las compañías operadoras
tuvieron dudas sobre el servicio
• Los tiempos y la tecnología han cambiado hoy dia todas las operadoras quieren tuberia enrrollada.
• La curva de aprendizaje esta en su punto más alto.La industria esta enfocada ahora en resistencia y vida de las tuberías• La perforación con Coiled Tubing hace que se tienda a desarrollar tecnología que permita manejar equipos de superficie mucho más grandes: Inyectores que pueden manejar 100,000 Lbs, tuberías construidas defibra, etc..
“Pipe Lines Under The Ocean”
Operación PLUTO en segunda guerra mundial
• En Junio de 1944, soldadas en secciones de 4000 ft,
23 tuberías de 3 in OD con longitud suficiente para
atravesar el Canal Inglés (Canal de la mancha) fueron
utilizadas para suplir de combustible a las Fuerzas
Aliadas durante la liberación de Europa
• La tubería fue soldada y enrollada en carretes
flotantes de 40 ft de diámetro halados por barcos• Este concepto llevó a Bowen Tools of Houston,
Texas, y a la California Oil Company a desarrollar la
idea de usar tubería flexible para trabajos de workover
“someros” en pozos de petróleo
1960
1968
1967
Desarrollo del Inyector
• A principios de 1960, Bowen Tools desarrollo aparato para sumergir antenas de comunicación al fondo del océano: hasta 600 ft de cable de 5/8-
1962
En 1962, California Oil Company y Bowen Tools desarrollan una unidad de Workover para lavar puentes de arena en la costa del Golfo de MexicoEl original “inyector No. 1” fue diseñado para correruna tubería de 1.315 in hasta 30,000 Lbs de peso
• En 1967, la versión original del Inyector Bowen Toolfue modificada para correr tubería de 1/2 in y fue cedida a NOWSCO para lavar pozos con incrustaciones de sal
• Debido al éxito, NOWSCO contrató a Bowen Oil Tools para construir 12 unidades “5M” capaces de manejar 5,000 Lbs de tubería de 1/2 in
• A finales de 1968, Bowen desarrollo el inyector “8M”: 8,000 lb de tubería de 3/4 in. Durante finales de 1960 hasta mediados de 1970, algunas modificaciones fueron hechas y se incremento a tubería de 1 in: mas de 200 unidades fueron construidas para limpiar arena y levantar pozos.
• Desafortunadamente, la rata de exito era muy pobre y se creó una reputación de limitada credibilidad que estanco el desarrollo por varios años
DESARROLLO DE TUBERIA
1962
2012
1976
1969
1970
1978
1983
1980
• En 1962, acero de baja aleación en secciones de 50 ft• Se incremento longitud de secciones de 250 a 2000 ft
• En 1969, Southwestern Pipe construye tuberíacontinua con rangos de resistencia entre 50,000 y 55,000 Lbs
• En 1970, aparecen otros constructores como Uni-Flex Inc., Hydra Rig Inc., y Halliburton diseña su propio injector similar al de Bowen Tools.
• En 1976, Quality Tubing inicia a construir tubería continua en secciones de 1500 ft
• En 1978, Uni-Flex y Brown Oil Tools no construyen más unidades
• En 1980, la primera tubería de 70,000 psi
• En 1983, Quality Tubing usa rollos de 3,000 ft reduciendo el número de soldaduras e introduce “stripbias-weld” y compra rollos de material “premium class” en lamina. Se eliminan las uniones debiles y semejora la credibilidad del servicio
HOY DIA LAS COMPAÑIAS DE EE UU Y CANADA SON IMITADAS EN SUS DISEÑOS POR COMPAÑIAS CHINAS Y OTRAS COMPAÑIAS CONSTITUIDAS EN LOS ESTADOS UNIDOS CREANDO COILEDTUBING TIPO HYDRA RIG,BOWEN Y HALLIBURTON Y ACTUALMENTE EN COLOMBIA TENEMOS APROXIMADAMENTE 25 UNIDADES DE TUBERIA ENRROLLADA HASTA CON CAPACIDAD DE 100KMUY VERSATILES.
Contenido

2.1 Introducción

2.2 Proceso de
construcción
TUBERIAS CONTINUAS
INTRODUCCION
PROCESO DE CONSTRUCCION
El proceso de calefacción de inducción del pilar es una tecnología ideal para cualquiera de su Tubo/Tubo que templa necesidades. Una asamblea de rollo laminada con un suministro de energía nominal de manera apropiada (el poder y la frecuencia) provee rápido y aún calentador de la costura de tubo/tubo para la calidad de producto máxima. Múltiples rollos en vigor tienen tarifas de producción más altas en cuenta y la mejor uniformidad de temperaturas.
Contenido
3.1 Tipos de Unidades
3.2 Componentes del Equipo
3.3 Equipo Auxiliar
3.4 Equipo de Nitrógeno
3.5 Adquisición de Datos
3.6 Herramientas de fondo (BHA)
3.7 Descripción de funciones
TIPOS DE UNIDADES
• Diseñado básicamente para servicios a pozos
someros, la unidad 15K se arma rápidamente en
situaciones donde el tiempo es crítico para el éxito de la operación
• Se denomina 15K por el tipo de inyector (es el más pequeño).
• Puede correr tubería desde ¾ hasta 1 ¼ in de
diámetro y normalmente carga entre 6,000 y 8,000 ft de tubería en el carrete
UNIDADES 30 K
• Las unidades 30K y 38K son “el paso siguiente” en los
equipos CT de Halliburton. Ambas pueden correr
tuberías de 1 a 1 ½ in de diámetro (más grande con
algunas modificaciones) y normalmente manejan
17,000 ft de tubería 1 ¼ in en el carrete.
• Usan un inyector estándar 30K y 38K; tienen más
capacidad de halar con motores de más baja
velocidad.
• Cada unidad tiene una grúa (en el mismo trailer o
separada)
ELABORADO POR: CARLOS MARIO URAN.
• La unidad 60K es la típica unidad que puede ser
encontrada en los trabajos. Su característica principal
es su inyector con capacidad para 60,000 Lbs.
• Alcanza velocidades máximas de hasta 220 ft/min y
mínimas de hasta 1 ft/min
• Puede manejar tuberías desde 1 ¼ hasta 2 3/8 in de
diámetro halando en forma segura 60,000 Lbs a 50
ft/min
• Puede pasar herramientas de 7 in OD por la abertura
de su inyector. Tiene una grúa independiente
• La unidad 80K/100K es la más grande utilizada. Es grande en todo sentido, tiene la
habilidad de manejar tuberías de 3 ½ “ de diámetro.
• Normalmente, uno de sus carretes más grandes
puede cargar 15,000 ft de tubería de 2 “ OD y cerca
de 10,750 ft de 2 7/8” OD.
• Mientras el inyector tiene un rango de velocidad un
poco menor que el 60K, puede intermitente halar
hasta 100 Lbs. Tiene una grúa independiente
• Tiene ultima tecnología que puede ejecutar
aplicaciones desde cementación hasta fracturamiento
• Para trabajos de Coiled Tubing, utiliza composite
“smart pipe” de 2 7/8 in de diámetro con un inyector
100K y carretes de tubería automatizados.
• Tambien tiene capacidad de manejar “logging while
drilling” y las herramientas de fondo pueden ser
maniobradas para encontrar bolsillos de aceite y gas
COMPONENTES DEL EQUIPO
INTRODUCCION
Inyector
• Equipo mecánico que provee la fuerza y estabilidad
necesaria para insertar y remover tubería de acero
continua en un pozo
• Haciendo uso del principio de fricción:
– Empuja la tubería en el pozo venciendo la presión en
cabeza (si está presente) y controla la rata a la cual la
tubería es bajada adentro del pozo (si no hay presión)
– Levanta el peso completo y acelera a la velocidad de
operación durante la sacada
• Su tamaño se basa en su máxima capacidad de halar,
ejm: 30K puede halar 30,000 lb, 60K puede halar
60,000 Lbs, etc.
INYECTOR
• Tiene “cadenas rodantes” (roller chains) y bloques de
agarre (gripper blocks) para mantener la tubería en su
lugar. Usa motores hidráulicos bi-direccionales
ELABORADO POR: CARLOS MARIO URAN.
GUIA DE TUBERIA
• Adjunto a la parte superior del inyector provee elsoporte, enderazamiento y alineamiento de la tubería
en su paso desde el reel hasta las cadenas del
inyector
• Indicador de peso
– En la parte inferior del inyector
– Conectada rígidamente al equipo de cabeza de pozo
• Estructura de soporte
– Distribuye el peso del equipo sobre la cabeza de pozo
– Evita movimientos laterales aunque permite que el
inyector pueda moverse verticalmente (medición del
peso)
• Los componentes principales de las unidades de
Coiled Tubing son muy semejantes. La únicas
diferencias están relacionadas con la presión de
operación y el diámetro de la tubería.
• Una unidad de Coiled Tubing incluye:
– Un carrete para almacenar la tubería
– Un inyector para empujar/halar la tubería
– Un arreglo de preventoras (BOPs)
– Un guía de tubería
– Una fuente de poder (motor diesel/bombas hidráulicas)
– Una cabina de control
Carrete• Es un gran tambor de acero suspendido sobre un eje y montado sobre una estructura de soporte usadopara enrollar y desenrollar tubería• Es movido por un motor hidráulico bi-direccional que utiliza para ello una cadena y rueda dentada. Provee tensión durante toda la operación• Permite el bombeo de fluido mientras rota Un freno actuado por resorte es instalado entre el motor y la rueda dentada para prevenir movimientos inesperados
carrete
LINEA DE CONTROL,
CIEGOS

CORTADORES

CUÑAS

ANULAR
ELABORADO POR: CARLOS MARIO URAN.
Preventoras (Blow Out Preventers)
• Sistema de seguridad operado desde la cabina de
control. Debajo del stripper y arriba de la cabeza de
pozo
• Variedad de tamaños y tipos dependiendo de la
aplicación, trabaja en conjunto con un paquete
acumulador que suministra energía hidráulica en caso
de una falla del motor principal
• Tiene una serie de rams con diferentes funciones

• Es el centro de operaciones de la unidad; allí se
encuentran numerosos controles e instrumentos.
Esta montada detrás del carrete y puede ser
levantada sobre este para proveer una mejor
visualización de la operación
• Se monitorean presiones, ratas de flujo, volumenes, velocidades, pesos y toda las medidas necesarias para el trabajo
• Posee un sistema de adquisición de datos con
censores montados en puntos estrategicos
ELABORADO POR: CARLOS MARIO URAN.
cabina
equipo auxiliar
INTRODUCCION
• Dentro del equipo adicional o auxiliar se puede considerar:
Grúa

Unidad de bombeo

Tanques para mezcla y almacenamiento

Tanques de combustible
GRUA
UNIDAD DE BOMBEO
• Se utiliza para el bombeo de fluidos al pozo a través
de la tubería de Coiled Tubing
• Capas de bombear hasta 20,000 psi, la unidad viene
con dos motores diesel V-8 con capacidades de 230 a
280 HHP.
• Puede trabajar con pistones desde 3 3/8 hasta 6 in
• Su caudal máximo es de 5 bpm
• Parte esencial utilizada principalmente para levantar las BOP y el inyector sobre la cabeza de pozo
• No todas las unidades la traen por separado
• Cuando viene en el mismo equipo, esta montada en la parte posterior para aumentar su capacidad
• Vienen en tres diferentes tamaños según la aplicación
EQUIPO DE NITROGENO
INTRODUCCION
• Nitrogeno es una gas incoloro, inodoro y sin sabor
que compone 3/5 partes del aire que respiramos
• En su estado líquido, es extremadamente frio
(criogenico) alcanzando -320°F (-196°C).
• No se considera peligroso si se maneja
adecuadamente
USO EN LA INDUSTRIA
• Es muy valioso en la industria del petróleo pues posee
algunas propiedades únicas como:
Es un gas inerte
No reacciona con fluidos de formación o de tratamiento
Levemente soluble en agua, crudo y otrol liquidos
Permanece en forma de burbuja: permite aliviar la
columna hidrostática cuando se bombea con fluidos
Es transportado en estado líquido
Puede ser convertido a gas a ratas, presiones y
temperaturas controladas
USOS EN COILED TUIBING
• En combinación con Coiled Tubing, permite realizar
muchos completamiento, workovers y trabajos
remediales a menores costos
• Elimina la necesidad de unidades de workover para
recuperar tubería de producción
• La circulación de Nitrógeno permitirá:
Limpiar escombros del pozo
Descargar pozos de gas de baja presión
Circular fluidos de pozo antes del cañoneo
Lavar arena
Cementos espumados
Levantamiento de fluidos
Desplazar fluidos hacia la formación
Reduce perdida de fluidos a formación
Fluidos con gran capacidad de arrastre
SEGURIDAD PERSONAL
• El Nitrógeno líquido es peligroso
• Si entra en contacto con la piel, destruirá la piel deforma similar a quemaduras por fluidos a altastemperaturas
• El contacto con superficies de tubería y partes delequipo pueden también producir quemaduras
• En su paso de líquido a gas se expande 697 veces
• Para su uso y manipulación: Deben usarse EPP adecuados Reglas básicas de seguridad deben ser cumplidas Entrenamiento especializado requerido
ADQUISICION DE DATOS
INTRODUCCION
• La recolección y manejo de información es vital para
un trabajo de Coiled Tubing
• El seguimiento a estas variables requiere software
especialmente diseñados
• Sensores particulares llevan toda la información a la
cabina de control para realizar las correcciones y
ajustes necesarios al equipo en terminos de presión,
caudal de bombeo, profundidad, peso, vida de
tubería, etc
VARIABLES
MEDCO ADQUISICION DE DATOS
HERRAMIENTAS DE FONDO
INTRODUCCION
• Existe una herramienta de fondo especial para cada tipo de trabajo
• Son armadas al final de la sarta de Coiled Tubing
• Se combinan con otras dependiendo de la operación a realizar
• Las siguientes representan las usualmente empleadas
CONECTORES
Doble válvula cheque
• Diseñada para prevenir
el retorno/ingreso de
fluidos a través del
Coiled Tubing
(seguridad)
• Doble válvula cheque
que opera en una
dirección
• Es activada por resortes
y se cierra
automáticamente por
diferencia de presiónes
DOBLE VALCULA CHEQUE
DESCONECTADOR HIDRAULICO
Desconectador hidráulico
• Diseñado para un punto
de liberación del BHA
en emergencia
• Se activa al circular una
bola por la tubería y
presurizar hasta romper
un pasadores que
empuja una camisa
hacia abajo permitiendo
retraer unas cuñas que
liberan la tubería
INTRODUCCION
• Aplicaciones incluyen perforación, completamiento, producción o reacondicionamiento (workover)
• Básicamente, una unidad de Coiled Tubing puede hacer casi cualquier cosa que hace un taladro, pero lo hace con presión en cabeza de pozo (ventaja)
LEVANTAMIENTO DE FLUIDOS
Levantamiento de fluidos
• Proceso de levantar
fluidos del pozo por la
inyección de gas a
condiciones de fondo
• La inyección de gas
alivia la columna de
fluido para ejercer
menos presión sobre la
formación. La mayor
presión de formación
resultante empuja el
fluido afuera del pozo
• El uso del Coiled Tubing en operaciones de
levantamiento de pozos, asegura que cuando el pozo
ha sido levantado (vivo), la tubería se pueda sacar a
superficie y desarmar con seguridad y rapidez
• Dependiendo del volumen de fluido utilizado para
matar el pozo y de otras condiciones, se levantará
todo el líquido presente en el pozo (Well unloading) o
se levantará fluido hasta que el pozo sea capaz de
fluir por si mismo y empujar el resto del fluido sin
ayuda (Well kick-off)
• Otra situación en la que se requiere levantar fluidos es
cuando un nuevo pozo va a ser perforado bajobalance
(Underbalance). Coiled Tubing será corrido en el
pozo para desalojar sólo el fluido, dentro de la sarta
de completamiento, necesario para proveer el
underbalance requerido
• Durante la ejecución de la operación, se recomienda
iniciar el bombeo de N2 una vez se contacte el nivel
de fluido en el pozo. Ventajas:
– Previene taponamientos en la boquilla
– Se tiene un levantamiento gradual de la columna
– Se reducen los intervalos de producción (baches)
• Si se bombea sólo una vez en fondo:
– Altas presiones (Ph + Fricción de N2 en tubería)
– El N2 se contrae y la velocidad de levantamiento
disminuye considerablemente
– Algo de N2 puede entrar en la formación por las altas
presiones iniciales
Tiempos de operación largos
Costos de N2 superiores
• Remoción de materiales
de pozos productores,
ha sido una aplicación
común desde la
introducción del Coiled
Tubing en los años 60.
• Circular el pozo a una
rata suficiente, levantará
y transportará estos
materiales hasta
• Cuando el material se acumula a tal punto que afecta
la producción, Coiled Tubing es el método más
eficiente para removerlo
• Tipos de material:
Finos de formación (arena)
Apuntalantes de fracturamiento
Perforation debris
Compuestos de asfaltenos
Material particulado (Workover)
• Factores que afectan la operación:
Estado mecánico del pozo
Inclinación y azimut (pozo vertical, pozo horizontal)
Tipo de pozo: aceite, gas, inyector
Producción actual (BFPD, BSW, GOR)
Tipo de material a remover
• Variables críticas:
BHP / WHP
Reología del fluido de limpieza
Profundidad y longitud del material
Tamaño, densidad y forma de partículas
Velocidad anular
Rata de penetración
Caudal de inyección
LIMPIEZA
Limpieza (Jetting)
• Limpieza se refiere al
proceso de remover una
porción o toda el agua,
lodo y/o sólidos de el
pozo
• A través de una
boquilla, un fluido a alta
velocidad es dirigido
hacia los sólidos con el
objeto de
disgregarlos/partirlos
para posteriormente
removerlos del pozo
• Aplicaciones particulares:
– Remoción de incrustaciones
– Remoción de filtrado de lodo
– Lavado de perforados
– Limpieza de materiales
– Remoción de obstrucciones
• Variables críticas:
– Caudal y presión de inyección
– Perdidas de presión
– Standoff: distancia boquilla/objetivo
– Tamáño de boquilla
– Tipo de Material.
DEMOLICION Y PERFORACION
Demolición y Perforación
• Coiled tubing es
comúnmente usado
para perforar y moler
ofreciendo una
alternativa más
económica que un
taladro
• Su uso es amplio y
variado: desde perforar
material suelto a
construir sidetracks
dentro de la formación
• Situaciones:
– Perfiles (Landing nipple)
– Escombros
– Partes de tubería o secciones de revestimiento
– Limar colapsos en el revestimiento
– Remoción de incrustaciones
– Cemento
– Pescados
• Los procesos de Milling, Drilling, y Underreaming son
similares por el uso de motores de fondo para
controlar la tubería y la broca para remover el
escombro
• Drilling: se diferencia de la perforación convencional
en tres diferentes aspectos:
– Requiere el uso de motores de fondo (la tubería de
Coiled Tubing no puede rotar)
– El peso y el control que se puede aplicar sobre la broca
es limitado debido a la flexibilidad
– Frecuentemente involucra el uso de fluidos
compresibles, haciendo el uso y control de motores de
fondo más difícil. Estos fluidos pueden también
ocasionar una sobre revolución del motor
• Underreaming: (aumento del diámetro del hueco) usa
brocas especialmente diseñadas para perforar o
hacer el hueco más grande debajo del revestimiento
Estimulación
• Uso de tratamientos
químicos (ácidos,
solventes, etc..),
fracturamientos o una
combinación de estos
métodos con el objeto
de aumentar la
producción del pozo
• Estimulación remedial de pozos es tal vez el uso más común del Coiled Tubing en la actualidad.• Las técnicas varían desde simples lavados de tubería para remover incrustaciones o compuestos orgánicoshasta fracturamientos hidráulicos masivos (massive hydraulic fracturing)
VENTAJAS
Intervenciones en pozos vivos que reduce daño adicional a formación
Desarrollo de operaciones adicionales antes y después de la estimulación (limpiezas, levantamientos, etc..)
Protección de tuberías y equipos de superficie de fluidos corrosivos
Mejoramiento del posicionamiento, asegurando
inyección uniforme en zona o área de interés
Habilidad para hacer tratamientos de limpieza de tubería (pickling), reduciendo el riesgo de daño a la formación.
DESVENTAJAS
Existen ciertas desventajas que deben considerarse antes de realizar un trabajo con Coiled Tubing. La mayoría de ellas pueden ser solucionadas con una correcta planeación previa
Altas perdidas por fricción (bajas ratas de inyección)
Costo adicional comparado con un tratamiento sin taladro (bullheading)
Diferenciales de presión en empaques
Material para divergencia (bolas)
Pozos horizontales largos
Cementación remedial
• Cementación remedial
con Coiled Tubing
involucra la mezcla de
una lechada de
cemento en superficie y
el uso del Coiled Tubing
como técnica de
colocación hasta su
destino final
CEMENTACION REMEDIAL
• La habilidad de bombear cemento a través de Coiled Tubing se ha venido popularizando por el aumento de los tamaños de tubería introducidos en la industria
• Adicionalmente, practicas de control de calidad implementadas por compañías operadoras y de servicios han pasado la cementación con Coiled
Tubing de ser un arte a ser una ciencia










• Razones para usar Coiled Tubing:
No requiere matar el pozo
No se requiere remover sartas de tubería ni cabezales de pozo
Debido a que se puede mover mientras bombea, se puede controlar el volumen de lechada necesario
Se minimiza la contaminación del cemento
Se evita forzar en fluidos en el pozo dentro de la formación Alternativa económica
Canales de agua o gas por pobre cementación inicial pueden ser fácilmente sellados
Perforaciones que producen agua o gas se pueden sellar














• Como en cualquier cementación, la lechada debe estar diseñada para proveer reologías, perdidas de fluido y tiempo de bombeabilidad adecuados.
• Idealmente, la lechada debe poseer las menores perdidas fricciónales sin sacrificar su integridad (asentamiento, agua libre, control de perdidas de
fluido, etc...)
• Las aplicaciones han variado desde temperaturas y profundidades de superficie hasta 19,000 ft y 340º F.
Los tipos de lechada han variado desde convencionales hasta resistentes al ácido y con cementos especiales (microfine cement)
Pesca
• Proceso de remover
escombros, tubería,
herramienta u otro
material no deseado
presente en el pozo
(pescado)
• Entre las ventajas están
el trabajar en pozos
vivos y el realizar
operaciones a través de
la sarta de producción
del pozo (ahorro de
tiempo y dinero)
PESCA
• Ventajas de Coiled Tubing sobre Slick Line
Aplicación de mayores fuerzas
Habilidad para circular a través de la sarta
Habilidad para movimiento rotacional (motor de fondo)
Pesca en pozos altamente desviados u horizontales
Habilidad para circular afuera del pozo o enviar ácido a
fondo de pozo para exponer o liberar el pescado

• Una herramienta de pesca con Coiled Tubing
adecuadamente diseñada debe ser capaz de lo
siguiente:
Enganchar y sostener el pescado
Aplicar suficiente tensión o energía a través de los
martillos para permitir la recuperación de la herramienta
Liberar el pescado en el evento que no pueda ser
recuperado










• Se requiere suficiente longitud de extensiones (riser)
para permitir que el pescado y la sarta utilizada pueda
ser sacada por encima de la válvula maestra

• Factores críticos a tener en cuenta:
Tipo de pescado
Dimensiones
Estado mecánico del pozo
Equipo de superficie
Limitaciones especiales del cliente/campo/pozo
Planes de contingencia

• Otros:
Análisis de fuerzas para determinar tubería optima
Fuerzas de fondo generadas (simulador)
Cálculo de Fatiga
CONTROL DE ARENA
• Producción de arena ha
sido un problema desde
el inicio de la industria.
Perdidas de producción
han costado billones de
dólares
• La técnica con Coiled
Tubing puede proveer
un control de arena
efectivo durante
cualquier momento de
la vida del pozo,
maximizando la productividad.
• Aplicaciones para control de arena con Coiled Tubing
caen en dos categorías:
Mecánica: Instalación de mecanismos de mallas o
filtros a través del intervalo productor perforado o hueco
abierto. Aunque pueden ser corridas solas,
generalmente son más eficientes cuando se
acompañan con empaquetamientos de arena
Química: Uso de sistemas de resinas o de arena
recubierta por resinas para consolidar la matriz de la
formación o, arena de tamaño adecuado, empacada
dentro de los tuneles de los perforados
GRACIAS
ELABORADO POR: CARLOS MARIO URAN
PRESENTADO POR: CARLOS MARIO URAN
PRESENTADO POR: CARLOS MARIO URAN
PRESENTADO POR: CARLOS MARIO URAN
PRESENTADO POR: CARLOS MARIO URAN
PRESENTADO POR: CARLOS MARIO URAN
PRESENTADO POR: CARLOS MARIO URAN
PRESENTADO POR: CARLOS MARIO URAN
PRESENTADO POR: CARLOS MARIO URAN
PRESENTADO POR: CARLOS MARIO URAN
PRESENTADO POR: CARLOS MARIO URAN
PRESENTADO POR: CARLOS MARIO URAN
PRESENTADO POR CARLOS MARIO URAN
PRESENTADO POR:CARLOS MARIO URAN
PRESENTADO POR: CARLOS MARIO URAN
PRESENTADO POR: CARLOS MARIO URAN
PRESENTADO POR: CARLOS MARIO URAN
Full transcript