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14 junio 2009

Coiled Tubing.

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La tubería flexible alguna vez considerada de alto riesgo y aplicable solamente a servicios especiales, la técnica de tubería flexible (CT, por sus siglas en ingles) se ha convertido en una herramienta esencial de muchas operaciones de intervención de pozos. A fines de la década de 1980, y durante toda la década de 1990, esta tecnología logro mayor aceptación entre los operadores debido a su capacidad para reducir los costos generales, su confiabilidad significativamente mejorada y su espectro de aplicaciones en expansión, que llevaron a incrementar las operaciones de tubería flexible en forma sustancial.

Utilizado genéricamente, el termino tubería flexible describe los tramos continuos de tubería de acero de pequeño diámetro, el equipo de superficie relacionado y las técnicas de reparación, perforación y terminación de pozos asociadas. Desde su introducción en las operaciones de campos petroleros a comienzos de la década de 1960, la utilización de la tecnología CT se ha incrementado debido a sus mejores características de fabricación, los diámetros más grandes de los tubos y los avances introducidos en los equipos que han mejorado la eficiencia operacional.L a tubería flexible se enrolla en un carrete para su conservación y transporte. Las sartas de tubería flexible pueden tener una longitud de 9.450 m (31.000 pies) o superior, según el tamaño del carrete y los diámetros de los tubos, que oscilan entre 1 y 4,5 pulgadas. Una unidad motriz hidráulica, o aparato motriz, controlado desde una consola instalada en una cabina de control central acciona el cabezal del inyector para desplegar y recuperar la tubería flexible. El gran carrete de almacenamiento también aplica contra tensión sobre la tubería.

La tubería continua pasa por encima de un cuello de cisne y a través de un cabezal del inyector antes de su intersección en un pozo a través del equipo de control de pozo que consta típicamente de un prensaestopas, un tubo prolongador y un conjunto de preventores de reventón sobre el cabezal del pozo. Este proceso se invierte para recuperar la tubería flexible y enrollarla nuevamente en el carrete. Los equipos y técnicas CT modernos presentan numerosas ventajas con respecto a las unidades de perforación y reparación y las unidades para entubar bajo presión convencionales. Tales ventajas incluyen la movilización rápida y los costos más bajos, la aceleración de las operaciones como consecuencia de la eliminación de la necesidad de efectuar interrupciones para conectar los empalmes de las tuberías, y las capacidades de cargas razonablemente grandes en alcances verticales más profundos y de alto ángulo, en comparación con las operaciones con cable o línea de acero.

Los pozos de gran inclinación y mayor profundidad son cada vez más comunes y en muchos casos están comenzando a necesitar intervenciones con fines de remediación. La utilización en pozos más profundos aumenta el peso de la tubería flexible, requiriéndose tuberías y cabezales de inyectores más resistentes además de fluidos mejorados. La tecnología coiled tubing constituye una opción viable para estas exigentes operaciones correctivas pero se requiere una planeación detallada para garantizar la eficiencia y la seguridad de los trabajos.

El Coiled Tubing usualmente se define como una cadena continua de tubería de diámetro pequeño, que conecta una serie de equipos en superficie y asocia trabajos de perforación, reparación, completación y reacondicionamiento de hoyo, pudiéndose usar tanto en ambientes terrestres como marinos. Esta tubería generalmente es construida de una aleación especial de carbón – acero, lo que permite se le maneje como a las tuberías PVC (Cloruro de Polivinilo) que poseen características de flexibilidad, antioxidación, resistencia al fuego en algunos casos, entre otras.

Las características físicas del Coiled Tubing (CT) son las mismas a las de tubería convencional de diámetro similar, con la ventaja de que no es necesario estibarla tramo por tramo para bajarla o retirarla del pozo, ya que se le desenrolla o enrolla en un carrete accionado mecánicamente como si fuera una manguera, permitiendo así un mejor y más rápido almacenamiento y transporte (Ver Figura 1). Por ser una tubería rígida flexible puede ser introducida en el pozo con mucha más facilidad desde la superficie, esta característica la hace atractiva para ser utilizada en los pozos muy desviados y horizontales.

CAPITULO I    La unidad de coiled tubing.  Componentes principales. Cabezal inyector.  Carrete de tubería.  Unidad de potencia.  Cabina de control.  Descripción y funciones de estos equipos. Emplazamiento de equipos en localización (LAY OUT). 

CAPITULO II  Tubería continua. Proceso de fabricación. Especificaciones técnicas.  Resistencia mecánica. Resistencia a la presión.  Límites de compresión y tensión.  Límites de ruptura y colapso.  Resistencia a la corrosión.  Resistencia a la fatiga.  Otras características. 

CAPITULO III    Manejo de la tubería continua.  Definición de un Sistema de Manejo Seguro de la misma.  Mecanismos de fallas de la tubería.  Prevención de fallas en la tubería.  Estadísticas de fallas.  Normas para la prevención de fallas. 

CAPITULO IV    Aplicaciones convencionales y especiales.  Limpieza de rellenos.  Estimulación matricial. Cementación forzada.  Arranque de pozos.  Tratamientos químicos para asfaltenos y parafinas.  Operaciones de alta presión y alta temperatura. Perforación direccional y horizontal.  Perforación bajo balance.

CAPITULO V     Equipos de control de presiones. Descripción y funciones.  Stripper.  Sistema de VIR’S (BOP´). Equipos auxiliares. Barreras de seguridad.

Coiled Tubing Drilling

En San Antonio Internacional contamos con equipos de Coiled Tubing Drilling operados por una dotación

de personal altamente capacitado para realizar perforaciones y terminaciones en pozos de hasta 1200

mts. y con diámetros reducidos.

Nuestros equipos posibilitan atacar un rango de pozos someros y marginales que no es posible perforar y

terminar con equipos convencionales debido a sus resultados económicos. El equipo de Coiled Tubing

permite correr la barra de sondeo con mayor rapidez que las barras convencionales y reducir el impacto

que las operaciones de perforaciones ejercen sobre el medio ambiente. Presenta una alternativa a la

perforación convencional, ya que introduce el ahorro de tiempo en montaje y desmontaje, ahorro de

transporte y menos volumen de cementación, y reducción de personal para el manejo de cañerías

Esto representa un desarrollo adicional de reservas que contribuirá a la creación de valor para las

empresas operadoras, sumado al incremento de actividad que beneficiara a los servicios asociados a la

construcción de pozos.

http://www.sanantoniointernacional.com/servicios/coiled_tubing.html

Coiled Tubing

San Antonio Internacional dispone de una moderna flota de unidades de Coiled Tubing para operar en

Land, fácilmente transportables y de accionamiento hidráulicas, que inyectan y recuperan una tubería

flexible y continua dentro de tuberías de mayor diámetro ya sean tubing o casing. Sus tuberías varían

entre 1.25” y 2” de diámetro, pudiendo operar hasta los 6000 mts.

La alta performance y eficacia con la que operamos, nos permite trabajar con el pozo vivo (bajo presión),

logrando de este modo la continua inyección de fluidos o nitrógeno mientras se continúa moviendo la

tubería flexible. El propósito es proteger las formaciones productivas contra daños del fluido.

Nuestras unidades están totalmente equipadas para operar bajo los más altos estándares de seguridad y

calidad, y se utilizan regularmente para operaciones de perforación, cementación, estimulación,

terminación y producción, por su rapidez y bajo costo.

En San Antonio Internacional la capacitación a nuestro personal es contínua con el fin de brindar a

nuestros clientes, el buen uso de cada herramienta, seguridad, calidad y eficacia en las operaciones.

http://www.petrolnews.net/noticia.php?ID=f3a3b8c776f2d1122cdc95e861b1de84&r=8889

COILED TUBING-MICROHOLE

El concepto de perforación coiled tubing-microhole (pozos de diámetro ultra reducido) aplicado a yacimientos gasíferos maduros en kansas, colorado.

El gas natural fue descubierto en la formación Niobrara, en 1912, cuando una fuerte surgencia de gas fue encontrada mientras se perforaba el pozo Goodland Nº1 cerca de Goodland Kan. El pozo fue tapado y abandonado.

Desde ese primer pozo, la extensión productiva de gas de Niobrara, ha experimentado muchos períodos de actividad conducidos por los precios del gas y las mejoras en la tecnología. Recientemente el desarrollo de la perforación coiled tubing en combinación con un acercamiento a  pozos  de diametro ultra reducido  ha ayudado a re-energizar la actividad en esta extensión de gas madura.

GEOLOGIA, CARACTERISTICAS DEL RESERVORIO.

Las calizas de la formación de Niobrara fueron depositadas durante la última gran trasgresión del Mar cretáceo interior del oeste, que se extendía desde el Golfo de México hasta el Océano Ártico. La obra actual se extiende a través del Noroeste de Kansas y Colorado del Este. La caliza gasífera de la formación cretácica superior de Niobrara se encuentra a  profundidades que van de los 1000 a los 3000 pies. Las acumulaciones de gas en la formación de Niobrara, generalmente están relacionadas con bajas características estructurales del relieve localizadas a través de los márgenes del este de la cuenca geológica de Denver.

Los campos de gas de Niobrara se caracterizan por una alta porosidad, baja permeabilidad y baja presión del reservorio. Estas características son típicas de caliza sujeta a moderadas profundidades de enterramiento. A mayor profundidad, la  porosidad y la permeabilidad decrecen, causando un reducido volumen poral total y una saturación de agua más alta a una posición estructural dada. Los valores de porosidad reportados en la formación

fluctuaban entre el 30% y el 50%. A pesar de la alta porosidad de la caliza, la permeabilidad es inherentemente baja debido al tamaño fino de los granos. Niobrara es un reservorio de baja presión, con rangos de gradiente de  presión geostática de 0.06 a 0.24 psi/ft. Las bajas presiones del reservorio y la baja permeabilidad de la formación,  se combinan para crear un ambiente desafiante para el desarrollo exitoso del área. Ciertamente, es necesario un acercamiento eficiente y de bajo costo a la perforación y terminación.

PROGRAMA DE PERFORACION DOE MICHOHOLE

El Laboratorio de Tecnología Energética del Departamento Nacional de Energía está implementando un programa de investigación para desarrollar recursos de gas y petróleo marginales utilizando pozos  de diámetro ultra reducido.El objetivo es desarrollar un portfolio de herramientas y técnicas que permitirán la perforación de pozos de 35/8 in, y más pequeños, para permitir el desarrollo de recursos marginales de gas y petróleo. El testeo y la demostración de campo de una perforación coiled tubing adaptada para este propósito, es un proyecto dentro del programa. El objetivo es medir y documentar la performance del equipo bajo las actuales condiciones de

DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO

El equipo de perforación coiled tubing, designado y construido por Tom Gipson con Advanced Drilling Technologies Inc. (ADT)………El equipo ha estado operando por un año aproximadamente, perforando pozos de gas poco profundos, ha sido operado por Rosewood Resources Inc. en el oeste de Kansas y el Este de Colorado.

Las operaciones del equipo han mejorado hasta el punto de perforar pozos de 3.100 pies en un solo día. Han sido documentados ahorros en los costos del pozo de aproximadamente 30% en comparación con la perforación rotatoria convencional. La mejora en la performance del pozo debido a la disminución del daño de la formación como resultado de una menor exposición de la formación al fluido de perforación, es otro aspecto

MOVILIZACION EFICIENTE DEL EQUIPO

El equipo se moviliza con cuatro cargas de acoplado, mitigando el costo de movilización y transporte, mientras coincide con las limitaciones del Departamento de Transporte de EEUU para transporte en carreteras. Estas características hacen que sirva para caminos de acceso y locaciones

El equipo posee todo el equipamiento necesario para operaciones de perforación, un sistema de lodo de descarga nula, posee una capacidad de manejo de tuberías para casings superiores a 75/8 y puede soportar un rotary y un top drive.

HUELLAS PEQUEÑAS

El pequeño tamaño del equipo provee numerosas ventajas ambientales con respecto a los equipos tradicionales:-Un pad de perforación menor, o ninguno, dependiendo de las condiciones. Requiere Caminos de acceso más pequeños.

-No se necesita pileta de inyección: los tanques de lodo contienen los fluidos requeridos y se mueven junto con el equipo de una locación a la otra. Solo una pileta de 3 pies por 6 pies por 6 pies es necesaria para los cuttings. Si es preciso, estos cuttings son fácilmente transportados fuera de la

-Los equipos más pequeños producen menos emisiones al aire, y los motores menos ruidosos minimizan las molestias al entorno.

-El acercamiento a pozos  de diámetro ultra reducido (hoyos de 4 ¾ in) requieren menos lodos y fluidos de perforación para ser tratados y producen

-La utilización del coiled tubing mitiga el riesgo de derrames debido a que no posee conexiones de tuberías.

PERFORACION RAPIDA

Promedios muy altos de penetración han sido alcanzados con la combinación de motores de fondo- trépanos y utilizando al máximo las ventajas de la perforación del coiled tubing (un promedio de perforación por pozo de 400 pies por hora aproximadamente) Este promedio de perforación y otros rendimientos del equipo permitieron la perforación de un pozo de 2850 pies en 19 horas, incluyendo los tiempos de movilización del equipo, perfilaje, preparación de casing y cementación.

CALIDAD DEL POZO: CEMENTO

Todos los pozos perforados con el equipo de ADT resultaron en un agujero con muy poca desviación (1º a 2º) a pesar del alto promedio de penetración. Un buen trabajo de cementación también depende de la calidad del pozo. Como se mencionó previamente, Niobrara es un reservorio con bajas presiones y, como tal, es susceptible al daño de la formación,  debido a la pérdida de fluido de las operaciones de perforación.La rápida penetración y la falta de surgencia de presión causada por las conexiones convencionales de las tuberías, ayudan apor ende, el daño a la formación. Es un factor importante dada la naturaleza marginal del recurso.

Ningún equipamiento auxiliar es necesario. Con su torre, aparejo móvil y los componentes de su mesa rotativa, todos los procesos de perforación solicitados pueden ser llevados a cabo sin equipamiento adicional. Aunque no esta equipado actualmente con un top drive, este puede ser adaptado al equipo si fuera necesario. La perforación coiled tubing elimina el tiempo de conexión de la tubería de perforación y menos personas son necesarias para operar el equipo.

NIVEL DE DESCARGA NULOEl equipo posee la capacidad de perforar un pozo con nivel de descarga nulo de cualquier fluido u otros materiales. El procedimiento se detalla a

-no se preparan piletas, todos los fluidos son confinados en tanques, con los que esta equipado el equipo.

-Un agujero es previsto para la tubería conductora y una funda colocada alrededor de la tubería conductora.

Usando este proceso, el suelo es protegido contra cualquier derrame y todos los fluidos y cuttings son removidos afuera de la locación. Si bien se

trata de un costo adicional, puede que este proceso sea requerido para perforar en áreas ambientalmente sensibles. El pequeño tamaño del equipo y la eficiencia de perforación, junto con  la capacidad de descarga nula permiten la perforación en áreas sensibles. 

MEJORAS EN SEGURIDADLa seguridad es siempre de vital importancia y el entorno del equipo de perforación convencional es donde la precaución y el entrenamiento en seguridad son necesarios, debido al manejo de la tubería de perforación y otros equipamientos. El equipo de coiled tubing de ADT reduce significativamente el manejo de la tubería de perforación y tiene menos equipo para movilizar de un pozo a otro. Todo esto crea un entorno de operación mucho mas seguro, que es importante durante cualquier momento de la perforación.

PREOCUPACIONES DE LOS OPERADORES:Existen obstáculos para la utilización completa de este tipo de perforación y terminación de recursos marginales. Los operadores han identificado las

siguientes inquietudes, que deben ser solucionadas para alcanzar el máximo potencial:Ingenieros de producción tienen preocupaciones a largo plazo sobre la capacidad para reparar pozos.

-El manejo de fluidos significativos es un problema en pozos pequeños.

-Hay espacio limitado para equipamiento mecánico en el fondo del pozo

-Una falta general de experiencia fue descubierta como barrera para su uso.

-Hay limitaciones en la profundidad, dados los actuales procedimientos de coiled tubing.

El coiled tubing es limitado en su habilidad para superar problemas relacionados con ambientes de perforación dificultosos.

TENDENCIAS TECNOLÓGICAS Conducida por una economía creciente, la demanda de energía de Estados Unidos espera alcanzar niveles record en un futuro cercano.Los recursos de más alta calidad han sido explotados, incrementando los desafíos para futuros desarrollos.La mejora de nuevas tecnologías está comenzando a ser desplazada por los cambios crecientes creados por la roca de reservorios de baja calidad y los costos crecientes derivados de los problemas ambientales. Un esfuerzo tecnológico concertado tanto para entender mejor las fuentes marginales de petróleo y gas y desarrollar una ingeniería sólida, es necesario para incrementar la producción de estos recursos extensamente dispersados, en

DESARROLLO TECNOLÓGICO HISTÓRICOEl desarrollo del gas y el petróleo marginales ha evolucionado significativamente en los últimos 40 años. La tendencia se ha desplazado de centrarse en los caballos de fuerza a otra que prioriza la precisión en todos los aspectos del desarrollo. Durante la década del 60, las detonaciones nucleares fueron testeadas con el objetivo de fracturar o estimular un gran volumen de rocas de baja permeabilidad, permitiendo la recuperación de un importante volumen de gas desde una boca simple.Este intento falló por muchas razones, incluyendo la fusión de las rocas en lugar de su fractura.

Durante la década del 70 y el 80, el acercamiento a las formaciones marginales de gas y petróleo evolucionó hacia tratamientos de fracturación masiva. Aquí, el objetivo era crear fracturaciones muy largas, alcanzando cientos de pies de la zona productiva, y lograr la producción de grandes

Mientras la investigación en el tema de la fracturación hidráulica progresaba, se determinó que las fracturación de longitud extendida eran muy difíciles, sino imposibles, de crear.

Hoy, la evolución de la tecnología de perforación lateral y horizontal comenzó a permitir el desarrollo de recursos no convencionales a través de la colocación de bocas más pequeñas en la ubicación exacta requerida para una producción óptima. La fracturación hidráulica permanece como un procedimiento de estimulación de pozos importante y necesario, pero está siendo realizada en una manera altamente optimizada, integrada con procedimientos únicos de terminación de pozos.

La tendencia en general ha ido de mayor a menor. Los trabajos de fracturación ahora son más pequeños que los utilizados en los 70 pero mucho más efectivos. La tecnología de de  pozos  de diametro ultra reducido está sido desarrollada por el Departamento de Energía y permitirá una ubicación eficaz de pozos mientras se minimiza el impacto ambiental.

http://www.tenaris.com/es-ES/Products/OffshoreLinePipe/CoiledLinePipe.aspx

Coiled Tubing

Los tubos de conducción bobinados o enrollados (Coiled line pipe tubing) permiten la instalación de varias millas de flowline con mínimas soldaduras circunferenciales tubo a tubo, lo cual elimina los costosos pasos de soldadura, tratamiento térmico, rayos X e inspección.

BENEFICIOS TANGIBLES PARA LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y GAS

Tenaris ofrece coiled tubing (tubos de conducción bobinados) como una alternativa a los tubos de conducción convencionales de 12 metros de largo porque así se reduce el tiempo y los costos de instalación, se mejora la integridad del revestimiento externo y se optimiza las características de flujo de las operaciones de petróleo y gas. Los tubos de conducción bobinados están disponibles con diámetros externos de hasta 5” y un rango de espesores de pared para presiones nominales de hasta 10.000 psi. Tenaris produce tubos de conducción bobinados en los siguientes grados:

X-52-C X-65-C

X-70-C X-80-C X-52-C X-65-C X-70-C X-80-C

Los tubos de conducción bobinados (coiled line pipe) permiten instalar varias millas de flowline con mínimas soldaduras circunferenciales tubo a tubo, lo cual elimina los costosos pasos de soldadura, tratamiento térmico, rayos X e inspección. Puesto que reducen sustancialmente las necesidades de equipos y tiempos de instalación, los pozos pueden entrar en operación con mayor rapidez y con menores costos. Los tubos de conducción bobinados de Tenaris se encuentran a la vanguardia de la tecnología submarina y ofrecen a los clientes enormes ventajas operativas.SISTEMA DE REVESTIMIENTO TENARIS

Los sistemas de revestimiento aplicados a los tubos de conducción bobinados ofrecen protección inigualable contra la corrosión en aplicaciones submarinas y en superficie, e incluyen:

Varias millas sin soldaduras de tubos Eliminación de los costosos pasos de soldadura, tratamiento térmico, rayos X e inspección. Reducción sustancial del tiempo y los equipos de instalación Menores costos de derechos de paso e impacto ambiental

CALIDAD

Nuestros procesos de fabricación y aseguramiento de la calidad están certificados para producir tubos de conducción bobinados según una variedad de especificaciones, que incluyen DNV-OS-F101. Fuimos la primera y única planta certificada bajo API 5CLP. Los tubos de conducción bobinados de Tenaris han sido instalados a profundidades de agua de más de 2.200 metros y en regiones árticas de alto desafío, tales como el Mar de Barents. 

Los coiled tubings (tubos de conducción bobinados) producidos según las normas API 5LCP ofrecen una alternativa económica a ductos y líneas de control submarinas convencionales, así como flowlines enterradas o tendidas en superficie en aplicaciones terrestres, para la recolección de conexiones (tie-ins) del sistema e inyección a gas.

http://www.tenaris.com/es-ES/Products/CoiledTubing.aspx

Coiled Line PipeCOILED TUBING

Tenaris fabrica tubos bobinados en una variedad de grados y tamaños para ambientes de perforación onshore y offshore.

COILED TUBING PARA OPERACIONES ONSHORE Y OFFSHORE

Coiled tubing es un tramo de tubo continuo embobinado, que luego se desenrolla antes de ingresar al pozo. 

Desde columnas estándares para intervención de pozo y columnas de velocidad/producción para perfilaje, perforación y aplicaciones especiales con wireline instalado en fábrica, tubos capilares hasta herramientas integrales, Tenaris produce coiled tubing continuo en largos adecuados para los ambientes de pozo más críticos. 

Ofrecemos coiled tubing en una variedad de grados y dimensiones, entre los que se incluyen: 

Grados: HS-70™ HS-80™ HS-90™ HS-110™ 

Dimensiones: Diámetro externo: 1” a 5” 

Paredes: 0,080” a 0,300”INNOVACIONES EN LA INDUSTRIA

Tenaris es el primer fabricante de coiled tubing en ofrecer capacidades integradas de revestimiento. Entre nuestras innovaciones en la industria, hemos producido la columna de trabajo de coiled tubing más pesada del mundo enrollada en forma continua – 115.000 lbs. de 2-7/8” HS90™ para emplearse en Noruega, así como la columna de trabajo de coiled tubing más larga del mundo enrollada en forma continua – 32.900 pies de 1-3/4” de HS90™ para emplearse en África Occidental.

http://naturalgas.wordpress.com/2007/11/22/perforacion-coiled-tubing-en-desbalance-incrementaria-la-produccion-en-lisburne-field-alaska/

Perforación Coiled Tubing en desbalance incrementaría la producción en Lisburne Field, Alaskahttp://www.energypress.com.bo/America/1.htm

Edición 371 – 19/11/2007Incremento a la producción

El año 2005, BP Alaska comenzó a evaluar la aplicación de la tecnología de perforación en desbalance como un método para perforar pozos multilaterales en Lisburne Field. El proceso de evaluación fue decretado como respuesta a tres retos clave en Lisburne:

1. ROP lenta a través de la formación de carbonato duro de Wahoo.2. Frecuentes pérdidas de fluidos de perforación durante la perforación convencional.3. Insuficiente entendimiento de la orientación, frecuencia e impacto de las fracturas en la producción.

Según Drilling Contractor, el principal objetivo de la implementación de la tecnología en desbalance en Lisburne Field fue el mejoramiento de la productividad. Esto debía realizarse a través de la mejora de la ROP, de este modo permitiría que los laterales largos fueran perforados, cruzando más fracturas. La Perforación CT-UDB, también permitiría perforar multilaterales hasta la tubería de producción. Además, se pensaba que la perforación underbalanced eliminaría las pérdidas de la formación, con el beneficio lateral de mitigar potencialmente, el daño de la formación.

Un proyecto piloto de 2 pozos y 5 laterales fue aprobado. Un equipo de perforación coiled tubing fue adaptado para ser usado en el modo de perforación en desbalance. El piloto fue completado durante el verano de 2006 con un excelente performance de HSE. Aunque no sin problemas operacionales, el proyecto demostró que la perforación en desbalance podía ser usada para incrementar la velocidad de penetración y la vida del trépano.

El piloto también demostró que la perforación en desbalance podía eliminar en el pozo muchos de los problemas relacionados con la perforación convencional, volviendo factible la perforación de multilaterales de largo alcance.

INTRODUCCION:

El reservorio de carbonato de Lisburne tiene aproximadamente 2 billones bbl de OOIP. La formación Wahoo, a una profundidad de aproximadamente 8,900 pies (TVDSS) es compacta, bastante gruesa (400 pies) y altamente consolidada, con delgadas capas de

interestratificaciones de fangolita. El fluido del reservorio es principalmente petróleo con una capa de gas cubriendo una porción del terreno.

Perforaciones previas en el reservorio se habían hecho en desbalance. Los problemas incluyeron un bajo ROP (con un promedio de 105 pies por día) y la inestabilidad de las capas de fangolita en los lodos a base de agua. La performance de producción del reservorio había sido decepcionante, con una recuperación de petróleo del 8% debido a la baja permeabilidad de la matriz y la excesiva producción de gas.

La perforación overbalanced y las técnicas de estimulación convencionales han tenido resultados variados. Esto condujo a BP a considerar la perforación en desbalance. La idea era situar laterales múltiples desde un único pozo de partida dentro de las secciones carbonadas, de esta manera se incrementaba la exposición a fracturas y se evitaba la fangolita potencialmente inestable. La principal motivación para el uso de perforación de desbalance fue la mejora de ROP y la eliminación de los problemas de perforación asociados con las operaciones Overbalanced. Otros beneficios potenciales incluían la mejora de la productividad y la caracterización del reservorio.

INGENIERIA, DISEÑO:

La fase de planeación del proyecto comprendió cuatro segmentos primarios.

*Estudios de factibilidad*Selección del candidato*Planeamiento detallado del pozo*Análisis de riesgos

SELECCIÓN DEL CANDIDATO:

Todos los pozos fueron sometidos a un riguroso criterio de selección que consistían en:

• Restos mínimos de potencial económico para el pozo• BHP mayor a 3,300 psi• Significativo potencial de recursos• Tope de la estructura mucho mas profunda que la base de gas prevista.

PLANIFICACIÓN DETALLADA DEL POZO:

Para eliminar la preocupación sobre la limpieza del pozo, los problemas debajo del tubing packer (en las 7 in.) y para dar una mayor probabilidad de aislamiento de las perforaciones del pozo de origen, la decisión fue trabajar por encima de los pozos y crear una terminación de monobore.

Los pozos fueron diseñados para usar una bobina de 2 in y perforar un pozo bi-céntrico de 3 in. El diesel fue elegido como el fluido de potencia para minimizar los problemas potenciales con la fangolita. El gas natural del campo inyectado a través del sistema de surgencia fue diseñado como ascenso del gas. Los planes direccionales fueron desarrollados para evitar las secciones de fangolita dificultosas.

FASE DE WORKOVER:

Los dos pozos fueron reparados en modo discontinuo. La tubería de producción fue sacada y las perforaciones originales fueron cementadas. La nueva reparación consistió en un scab liner de 4 _ in y una tubería de producción de 4 _ in. Esta última incluía un TRSCSSV a 2,000 pies.

FASE DE PERFORACIÓN:

PRIMER POZO: LATERAL # 1 : Una vez que se comprobó la competencia de la dotación, la primera ventana fue fresada a 10.732 pies MD y la perforación en desbalance comenzó. Como se había planeado, la perforación comenzó con un fluido KCL 2% para mitigar el riesgo hasta que las dotaciones ganaran comodidad en las operaciones.

Una vez que la dotación ganó confianza el sistema de fluido fue cambiado a diesel.

Los problemas de transferencia de peso al trépano fueron superados experimentando con adiciones de agentes reductores de arrastre y utilizando un agitador. Los parámetros de perforación fluctuando entre 1.5 bpm y 1.7 bpm con promedios de inyecciones de gas entre los 3MMSCF/d a los 4MMSCF/d y una BHP de aproximadamente 3200 psi (cerca de psi en desbalance para la presión de reservorio estático). Promedios de producción entre 0.3 y 0.5 bpm fueron notados mientras se perforaba.

El lateral alcanzó una profundidad total proyectada de 12800 pies. El pozo fue testeado previo a la curva desviadora para perforar la siguiente pata. Luego del test de flujo, parafina fue notada en la cañería. Muchos tramos fueron requeridos para eliminar la parafina del orificio del pozo antes de proceder.

PRIMER POZO: LATERAL #2: El segundo lateral fue perforado desde 10707 pies a una profundidad de 12532 pies. Las condiciones iniciales fueron 1.7 bpm de diesel con 3MMSCF/d de empuje de gas para un BHP de 2900 psi. El empuje de gas fue detenido cuando la producción fue suficiente para alcanzar las condiciones de desbalance sin ayuda de surgencia por inyección de gas. El pozo fue testeado a TD. Los problemas con la parafina ocurrieron nuevamente luego del test de flujo causando una pérdida de tiempo adicional.

SEGUNDO POZO: LATERAL #1: El equipo fue movilizado hasta el segundo pozo. La curva de desviación fue colocada y la ventana fresada. El lateral fue perforado desde 9907 pies a una profundidad proyectada de 10875 pies. La tasa de inyección fue entre 1.5 bpm y 1.7 bpm con un promedio de inyección de gas de 4.0 MMSCF/d a 4.5 MMSCF/d para un BHP entre 2850 psi y 3350 psi.

Seguido a un viaje para un cambio de BHA, no era posible para una fangolita a 9408 pies. Múltiples intentos para pasar la fangolita fallaron. La decisión fue tomada para abandonar este lateral y desviarse para evitar la zona conflictiva.

DESVIO A POZO ABIERTO: Un desvío a pozo abierto fue realizado a 9260 pies. El lateral fue perforado 9370 pies. Luego se encontró que el trépano no pasaría una fangolita previamente perforada a 9122 pies. La decisión fue abandonar el lateral y elevar el pozo.

SEGUNDO POZO. LATERAL #3: Una nueva ventana fue cortada mas arriba en el pozo para evitar los inconvenientes con la fangolita. El lateral final fue perforado de 8936 pies a 11500 pies. Las tasas de inyección oscilaron de 1.5 bpm liquido a 1.7 bpm con tasas de inyección de gas de 4.0 MMSCD/d a 4.5 MMSCD/d para un BHP de entre 2850 psi y 3350 psi. El gas inyectado fue detenido cuando la contribución desde una fractura a 10300 pies permitió a las condiciones underbalanced ser mantenidas sin inyección.

RESULTADOS:

El equipo alcanzó incidentes cero. Sorprendente ejecución de los dos pozos, el proyecto de cinco pozos piloto incluyo:

• Un total de 9130 pies perforados en 5 laterales. Destacables ejecuciones del trépano de 780 pies, 832 pies y 977 pies MD, todos de los cuales fueron records de perforación Coiled Tubing de Lisburne: La mayoría de la longitud en pies en un día (666 pies) y el lateral más largo de CTD de 2564 pies MD (984 pies mas largo que cualquier lateral perforado en overbalance previamente) o Promedio ROP de 239 pies/día en el primer pozo y 286 pies/día en el segundo, el doble que los ROPs anteriores en pozos perforados overbalance.

CONCLUSIONES:

El ensayo de CT-UDB de Lisburne demostró que la perforación en desbalance puede ser exitosamente implementada mientras se sigan los estrictos estándares de seguridad y medio ambiente de North Slope. No ocurrieron incidentes de seguridad. Esta tecnología puede ayudar a liberar recursos adicionales del área de Lisburne.

PERFORACION 

La perforación, como la exploración, es una actividad que demanda tiempo y recursos financieros. Por eso, un equipo de perforación sólo se instala y comienza a perforar cuando geólogos y geofísicos han acordado la locación más apta para la búsqueda de hidrocarburos en el subsuelo.

 

Los petroleros no fueron los primeros en perforar pozos profundos: 2.000 años atrás lo hacían los chinos para encontrar salmuera, con la cual obtenían sal. Para lograr sus propósitos disponían de un equipo consistente en una estructura de madera, de la cual suspendían por cable una herramienta cortante y pesada. La percusión intermitente sobre el terreno iba horadando sucesivos estratos del subsuelo hasta llegar al objetivo. Este ingenioso sistema permitió perforar hasta más de 900 metros de profundidad, aunque demandaba años completar el trabajo.

En los primeros años de la industria petrolera se utilizaron los mismos principios, de perforación a percusión. Aunque todavía en ciertas circunstancias y principalmente en Estados Unidos se sigue utilizando esta técnica (muy mejorada respecto del siglo pasado) fue universalmente reemplazada por el método de perforación rotativa.

Por lo general, cuando se trata de actividades en tierra la locación a perforar está ubicada en algún sitio de difícil acceso, y hay que realizar importantes trabajos preparatorios antes de instalar el equipo. Casi siempre se deben construir los caminos de acceso, que muchas veces suponen la construcción de puentes y obras viales especiales, desmonte de selvas, o drenaje de pantanos. En algunos casos, todo el equipo de perforación se traslada en helicópteros de gran Porte hasta la locación previamente preparada.

La torre o mástil de perforación conforma la parte más prominente del equipo (por lo general de 40 metros de altura), y está integrada por cuatro grandes columnas de acero de forma rectangular, unidas lateralmente.

En lo alto de la torre o mástil, suspendida de cables, se ubica la cabeza de inyección, conectada con la barra de sondeo. La cabeza de inyección deja pasar un líquido (lodo de perforación) y a la vez permite a la barra de sondeo rotar libremente en el subsuelo. La barra de sondeo -unida en tramos de 9 metros- pasa por un buje maestro ubicado en la mesa rotativa colocada en el piso del mástil o torre. Motores diesel o eléctricos hacen rotar la mesa rotativa y toda la columna de perforación, en cuyo extremo final está el trépano que perfora.

Hay muchos tipos de trépanos, algunos de ellos provistos de diamantes industriales, pero todos operan de la misma forma que un taladro manual

utilizado para perforar madera o metal.

 

 

Para la perforación de pozos petroleros se utilizan muchos tipos de trépano, que varían por su conformación y contextura según el tipo de roca que deben atravesar.

 

 

 

Cuando el trépano ha penetrado en el subsuelo una distancia similar a los 9 metros de cada barra de sondeo, se detiene la operación y se añade una nueva barra. A medida que se profundiza la perforación, el proceso se repite. Pero tarde o temprano, según la textura y dureza de las rocas atravesadas, el trépano se desgasta, y debe ser reemplazado. Esta operación demanda horas de trabajo, dado que toda la barra de sondeo debe ser llevada a la superficie. Para ganar tiempo la barra de sondeo se va retirando en tramos que incluyen tres tuberías unidas. Estas largas secciones de 27 metros se van apilando a un costado de la torre de perforación. Para comprender lo complicado de esta maniobra, basta

imaginar un trépano que llegó a los 3.000 metros de profundidad y debe ser reemplazado. Esto significa llevar a la superficie 3 kilómetros de tuberías de acero, en tramos de 27 metros, cada uno de los cuales debe ser desenroscado y apilado cuidadosamente sobre la torre de perforación. Reemplazado el trépano, las cañerías vuelven a enroscarse y todo el conjunto de la barra de sondeo desciende al fondo del pozo. Esta operación demanda varias horas.

Cuando se utiliza una herramienta para perforar una pared aquella se calienta. Por eso, al trépano, se lo enfría con un producto químico especial, denominado "lodo de perforación" y que circula permanentemente desde la cabeza de inyección hasta el fondo del pozo. Llega hasta por debajo de los dientes del trépano en chorros intermitentes, para cumplir después otra misión importante en su retorno a la superficie y en el espacio que media entre la barra de sondeo y las paredes del pozo: en su desplazamiento arrastra todos los fragmentos de roca despedazados por el trépano. El geólogo de pozo estudia entonces cuidadosamente estos "cuttings' para determinar el tipo de roca que está atravesando la perforación. El lodo -que es un producto de altísimo costo- también contribuye evitar el derrumbe de las paredes del pozo antes de que sean entubadas con cañerías de acero y al mismo tiempo evitar las fugas de gas o petróleo que pueden producirse antes de que la perforación llegue a la profundidad final establecida.

Plataforma de Perforación Submarina

 

Pero la perforación de un pozo petrolero no es sólo una obra de ingeniería de alta precisión: es un trabajo de atención y tensión permanentes para los hombres que integran el equipo. Los costados del pozo pueden estar huecos y el líquido de inyección perderse por las cavidades; el trépano puede quedar aprisionado por sal. Para evitar estos riesgos periódicamente se retira la sarta de sondeo, y se instala en su lugar una cañería de entubación que sostendrá las paredes del pozo. Entre esta tubería y las paredes del pozo se introduce una lechada de cemento, que una vez fraguada sostendrá definitivamente todo

el complejo. Por la cañería instalada pasa entonces la sarta de perforación, que seguirá operando con un diámetro más pequeño. A mayor profundidad, se introducirá un segundo tramo de entubación de diámetro inferior al primero y, probablemente, después también un tercero que pasará por el segundo. Así, cuando el pozo esté llegando a su profundidad final, el diámetro del trépano posiblemente no supere los 10 centímetros, aunque la perforación se haya iniciado con un diámetro de 50. Durante todo este proceso se realizan frecuentes cambios de trépano, maniobra que exige otra previa: el retiro de la barra de sondeo. El perforador debe además estar atento, para evitar que la herramienta quede aprisionada en el fondo del pozo o que la sarta se desvíe de la vertical, maniobrando permanentemente con la velocidad de rotación del trépano y el peso de la sarta de sondeo para lograr el correcto equilibrio de toda la operación.

Finalmente, todo el equipo de perforación que casi siempre opera a la intemperie sometido a las inclemencias del tiempo debe estar preparado para enfrentar, controlar y superar las consecuencias de un escape de gas, que puede resultar devastador para el equipo y para los hombres que trabajan con él. Aunque la industria petrolera ha desarrollado sofisticadas técnicas de seguridad para la prevención de este tipo de accidentes, ninguna resulta de utilidad cuando las personas a su cargo, por distracción u olvido, dejan de prestarles atención. Y en el pozo, que es una de las obras de ingeniería de más difícil ejecución en la Tierra, casi siempre sobran los motivos de distracción.

Finalmente, terminado el programa de perforación, es probable que no se encuentre petróleo ni gas natural, o que el volumen de hidrocarburos comprobado no justifique el desarrollo comercial del pozo. Todo el dinero y los esfuerzos invertidos por la empresa habrán sido inútiles y las perforadoras volverán a intentar en otra locación.

Nuevas TecnologíasPozos Horizontales

Las nuevas tecnologías nos están conduciendo hacia una incrementada producción del campo con una inversión decreciente de perforación.

Los pozos horizontales se realizan con la intención de perforar los horizontes productivos, en una gran extención horizontal y no limitarse solo al espesor

neto de la formaciones que es el caso de perforaciones de tipo convencional.

Los pozos de alcance extendido pueden alcanzar sus blancos a mas de 8km de la ubicación del pozo. Esta técnica les permite a los operadores explotar el petróleo y los campos en forma satélite de los infraestructuras de superficie. Los campos cercanos a la costa pueden ser desarrollados desde tierra para reducir los costos y minimizar el impacto ambiental.

Pozos Multilaterales

Los pozos multilaterales usan drenajes horizontales múltiples desde un pozo primario para reducir el número de pozos necesarios para drenar el reservorio. Los multilaterales requieren pocos cabezales, reduciendo el costo de las terminaciones submarinas y las operaciones de enlace. La tecnología de pozo delgado reduce la perforación, los costos de terminación y producción a través del uso de pozos pequeños.

Las secciones laterales múltiples perforadas desde un pozo ofrecen soluciones económicas para mejorar la recuperación. Al explotar un solo pozo, la perforación multilateral baja los costos de la construcción del pozo y el equipo de la superficie. Los multilaterales son ventajosos en las aplicaciones de reentrada y en los nuevos pozos. Pueden mejorar el drenaje de los

reservorios al exponer mucho mas de la formación al pozo. También pueden interceptar numerosos sistemas de fractura y drenar los reservorios múltiples.

Perforación Coiled Tubing

En algunos ambientes, la perforación coiled tubing ofrece ventajas económicas sobre la perforación convencional a través de tubos unificados. También tiene un menor impacto en el ambiente y mejora la seguridad en el pozo.

Las operaciones a través de tubos han probado ser económicas al ahorrar en costos a la hora de retirar los tubos.

Dentro de los mayores beneficios del CTD (Coiled Tubing Drill), se encuentra la habilidad de perforar bajo balance. La perforación bajo balance, puede prevenir durante la perforación la presencia de capas de

interés y evitar el daño del reservorio. También puede incrementar el ritmo de de penetración del trépano durante la perforación.

Perfiles eléctricos

Cuando se perfora un pozo, y especialmente si es de exploración, se trata de obtener la mayor cantidad posible de información del subsuelo. Esto se logra con la ayuda de los perfiles eléctricos.

Estos perfiles miden las propiedades eléctricas, acústicas y radioactivas de las rocas. Los sensores de la resistividad usan electrodos o bobinas, los acústicos usan transductores sónicos y los radioactivos emplean detectores sencibles a la radioactividad.

Para tal fin se utilizan distintos instrumentos montados en una sonda que se baja al pozo mediante un cable-conductor. Este cable de acero normalmente tiene 7 conductores eléctricos que sirven para alimentar eléctricamente a los equipos de pozo y al mismo tiempo recibir en superficie los datos leídos por las diferentes sondas.

A medida que se va recogiendo el cable, la sonda va midiendo y las lecturas que son enviadas a superficie a través del cable, se registran en cintas magnéticas, que posteriormente serán utilizadas para la interpretación de los datos. Las unidades de perfilaje son Laboratorios portátiles que disponen de computadoras para el registro e interpretación de los perfiles de pozo.

De la interpretación de estos perfiles se obtienen datos de porosidad, contenido de fluidos, y tipos de litologías. Una correcta evaluación se logra mediante la combinación de los datos obtenidos en los distintos perfiles realizados en el pozo.

 

Perfil de Datos Interpretados, correspondiente a un intervalo de pozo. Las zonas indicadas en rojo contienen hidrocarburos, y serán las zonas que se pondrán en explotación una vez entubado el pozo.

 

 

 

LWD – una visión más clara de las formaciones

La perforación y el perfilaje simultáneo mejora la habilidad del Operador de perforación, para tomar decisiones efectivas en tiempo real en la crítica fase de la perforación.

Las mediciones LWD (Logging While Drilling), revelan la naturaleza de las formaciones de la roca perforada e identifica la ubicación probable de los hidrocarburos. La resistividad de formación en tiempo real, la información sobre la litología y la porosidad adquirida durante la perforación le permite a los geólogos evaluar y visualizar la formación alrededor del

pozo, antes que ocurra una daño a la formación o que se provoque una invasión de lodo.

Las mediciones LWD le permiten al geólogo seleccionar los puntos para bajar el casing y, detectar y cuantificar las zonas potenciales cuando estas son interceptadas, e identificar los límites del fluido en tiempo real mientras se perfora. Las nuevas mediciones de imagen y perforación (IWD) hacen posible la detección de la fractura y la determinación del buzamiento. La perforación en tiempo real y los datos del perfilado pueden ser integrados en las workstations con datos sísmicos en 3D.

Esta visión mas clara del pozo y su posición dentro del reservorio le brinda al operador una fuente de información que mejora la toma de decisiones a medida que la perforación progresa, reduciendo el riesgo en áreas que son geológicamente complejas o bien no son muy conocidas.

Operaciones Entubación y Terminación

Una vez terminada la perforación del pozo y después de realizar una evaluación del potencial productivo del mismo, se procederá a realizar las operaciones de Entubación y Terminación.

La entubación consiste en bajar una cañería (casing), hasta el fondo del pozo (normalmente de 51/2 o 7 pulgadas de diámetro), la que posteriormente se cementa para generar una aislación de las diferentes zonas permeables a lo largo del pozo. Este proceso de cementación es realizado por Compañías de Servicios especializadas y consiste en colocar una lechada de cemento en el espacio anular que hay entre la pared del pozo y la cara externa del casing. Como dijimos esta cementación tiene por objeto aislar las diferentes zonas permeables impidiendo que fluidos de zonas de alta presión puedan circular a zonas de menor presión o evitar la posibilidad de poner en producción capas acuíferas.

Para asegurarnos de la buena calidad de la cementación, es necesario realizar, una vez fraguado el cemento (entre 18 y 24 horas después), un perfil de Control de Cemento (CBL-VDL), que nos permitirá evaluar las características

de aislación entre las diferentes capas productoras del pozo.

Finalmente habrá que poner en producción el pozo, para lo cual se deberá punzar (agujerear el casing) con cargas explosivas. Se punzarán

solamente las capas que de acuerdo con datos Geológicos y mediante la Interpretación de Perfiles a pozo abierto, son de interés productivo.

En la figura adjunta se ha esquematizado una operación de punzamiento mediante el disparo de un cañón de cargas huecas. Estas cargas perforan el casing, el cemento y la pared del pozo, llegando hasta 15 a 18 pulgadas desde la pared interna del casing.

A través de estos huecos (de 12 a 36 por metro), fluye el petróleo (o gas en el caso de capas gasíferas), hacia el pozo para ser extraído a superficie.

 

 ç

http://www.reimpetintl.com/spanish-1/equipos-en-venta/

buena pag

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http://www.armada-aes.com/coiled_tubing.html

SERVICIOS

Tubería flexible están diseñados para mejorar el bienestar y desempeño de los yacimientos. Las aplicaciones que ofrece son: limpieza y estimulación acida, mecánica y química, limpieza de arena, limpieza con motor de fondo, cementación forzada, tapones de abandono, pescas, inducción con nitrógeno, registro.

Nuestra cartera de productos incluye todas las herramientas y servicios necesarios para las intervenciones CT eficientes y eficaces.

Fabricante

Marca MXROS, INC

Modelo Coiled Tubing Trailers

Serial 5JYDF5337CE083826

Año 2011

Motor Cummins KT-19 560 HP

Caracteristicas

Inyector Pull 60.000 #, Push 20.000 #, Speed Max 150 pies/min, Speed min 0,5 pies/min

Tuberías QT-900 de 1.5" 17.500 pies

Programas Software DART, FAC Y TAS

B.O.P. T.O.T. 3,06" de 15.000 Psi

Stripper T.O.T. 3,06" de 15.000 Psi

REVISAR

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Control de Arena en Yacimientos no Consolidados

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Control Avanzado de Arremetidas y Reventones

Equipos de Perforación y sus Componentes

http://www.newsca.com.ve/npct/serv_tub_continua.htm

SERVICIO DE TUBERIA CONTINUA

Limpiezas de pozos:      La  presencia  de  arena,  escala,  parafina,  asfalteno  y  otros materiales, si  se quiere son  los problemas más comunes que ocasionan el cierre de pozos. Utilizando técnicas correctas de limpiezas con herramientas y / o productos químicos, espuma u otros fluidos que no dañen la formación, se pueden extender la vida útil en los pozos. Al utilizar tuberías continuas el proceso de limpieza   se   realiza   en   un   ambiente   balanceado,   ya   que utilizando   métodos   que   podrían   llamarse   convencionales, cualquier   material   o   fluido   existente   en   la   tubería   pueden introducirse en  la formación y a  la vez  incrementar o generar daño a la misma.

Unidades de Coiled Tubing(Tuberia Continua)

Control de Pozos: Pozos que no pueden ser controlados por el peso   de   una   columna   hidrostática   de   fluido,   pueden   ser controlados   con   fluidos   de   mayor   peso.Una   contrapresión   puede   ser   aplicada   de   forma   anular, bombeando   desde   la   tubería   de   coiled   tubing   al   tubing, manteniendo   control   sobre   el   pozo.   De   esta  manera   no   es necesario matar el pozo durante determinada operación.

Cementación: se pueden efectuar trabajos de cementación de lentes   de   arena   para   abandono   y   posible   reactivación   al cañonear otros lentes de la misma u otra manera.

Instalación de Mandriles y Válvulas de Gas Lift: En pozos que han declinado producción o que no producen, es posible correr  tuberías continua con una válvula check a determinada profundida,   quedando   el   pozo   produciendo   por   el   esapacio anular   entre   el   tubing   y   el   coiled   tubing.Coiled   Tubing  puede   ser   usado  en  muchas  operaciones   de workover cuando la perforación o los equipos para perforar no son posibles o los costos son prohibitivos. También se puede utilizar   este   equipo   para   aislar   zonas   productoras   o comunicación casing tubing, utilizándolo como tubing patch.