PG-7398

Vista previa del material en texto

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES 
FACULTAD DE INGENIERIA 
CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA 
 
 
 
 
 
 
 
PROYECTO DE GRADO 
“METODOS NO CONVENCIONALES DE PERFORACION 
CON LA TECNOLOGIA COILED TUBING” 
 
POSTULANTE: 
UNIV. MENDOZA MAMANI GUSTAVO 
 
TUTOR: 
ING. MARCO ANTONIO MONTESINOS MONTESINOS 
 
LA PAZ - BOLIVIA 
2020
 
UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS 
FACULTAD DE INGENIERIA 
 
 
 
 
 
 
 
 
LA FACULTAD DE INGENIERIA DE LA UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN 
ANDRÉS AUTORIZA EL USO DE LA INFORMACIÓN CONTENIDA EN ESTE 
DOCUMENTO SI LOS PROPÓSITOS SON ESTRICTAMENTE ACADÉMICOS. 
 
 
 
 
 
LICENCIA DE USO 
 
 
 
 
El usuario está autorizado a: 
 
a) Visualizar el documento mediante el uso de un ordenador o dispositivo móvil. 
b) Copiar, almacenar o imprimir si ha de ser de uso exclusivamente personal y privado. 
c) Copiar textualmente parte(s) de su contenido mencionando la fuente y/o haciendo 
la cita o referencia correspondiente en apego a las normas de redacción e 
investigación. 
 
 
El usuario no puede publicar, distribuir o realizar emisión o exhibición alguna de este 
material, sin la autorización correspondiente. 
 
 
 
 
TODOS LOS DERECHOS RESERVADOS. EL USO NO AUTORIZADO DE LOS 
CONTENIDOS PUBLICADOS EN ESTE SITIO DERIVARA EN EL INICIO DE 
ACCIONES LEGALES CONTEMPLADAS EN LA LEY DE DERECHOS DE AUTOR. 
i 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
DEDICATORIA 
A mis padres Julio Mendoza y Eva Mamani, por 
ser un pilar y mi más grande razón para salir 
adelante, asimismo por todo el cariño y apoyo 
brindado. 
A mi hermano Julio Cesar por el gran ejemplo de 
madurez y responsabilidad. 
A Paloma Vargas por estar siempre a mi lado 
en todo momento, demostrarme paciencia y 
darme ánimo. 
Finalmente, todos mis amigos por su incondicional 
amistad, demostrarme su cariño y brindarme 
ánimo. 
ii 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS 
Quiero agradecer a toda mi familia, especialmente a mis padres por haber confiado 
en mí y estar conmigo en cada momento de mi vida. 
Al Ing. Marco Antonio Montesinos Montesinos por su motivación y el tiempo 
dedicado en brindarme los pasos necesarios para el desarrollo y elaboración del 
presente Proyecto de Grado. 
Finalmente quiero agradecer a todos mis compañeros en especial a Dulce mi 
querida confidente, Alvaro y Diego por ser grandes amigos, a los docentes y a la 
carrera por haberme brindado el apoyo incondicional en cada momento durante la 
realización de este Proyecto de Grado. 
A todos ellos MUCHAS GRACIAS. 
 
iii 
CONTENIDO 
DEDICATORIA ....................................................................................................... i 
AGRADECIMIENTOS ............................................................................................ ii 
SIMBOLOGÍA ...................................................................................................... xii 
RESUMEN EJECUTIVO ......................................................................................xiv 
CAPITULO I .......................................................................................................... 1 
GENERALIDADES ................................................................................................ 1 
1.1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................... 1 
1.2. ANTECEDENTES ..................................................................................... 2 
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ....................................................... 4 
1.3.1. Identificación del Problema ................................................................. 4 
1.3.2. Formulación del Problema .................................................................. 5 
1.4. OBJETIVOS .............................................................................................. 5 
1.4.1. Objetivo General ................................................................................. 5 
1.4.2. Objetivos Específicos ......................................................................... 5 
1.5. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO .......................................................... 6 
1.5.1. Justificación Técnica........................................................................... 6 
1.5.2. Justificación Económica ..................................................................... 6 
1.5.3. Justificación Ambiental ....................................................................... 7 
1.6. ALCANCE ................................................................................................. 8 
1.6.1. Alcance Temático ............................................................................... 8 
1.6.2. Alcance geográfico ............................................................................. 9 
CAPITULO II ....................................................................................................... 10 
iv 
MARCO TEÓRICO .............................................................................................. 10 
2.1. TUBERÍA FLEXIBLE ............................................................................... 10 
2.1.1. Descripción ....................................................................................... 10 
2.1.2. Elementos Clave en la Unidad de Tubería Flexible .......................... 14 
2.1.3. VENTAJAS POTENCIALES DE LA PERFORACION CON 
TUBERIA FLEXIBLE ..................................................................................... 14 
2.1.4. Limitaciones de la Perforación con Tubería Flexible ......................... 15 
2.1.5. Aplicación de Tubería Flexible .......................................................... 15 
2.2. GENERALIDADES DE LA TUBERÍA FLEXIBLE ..................................... 16 
2.2.1. Materia Prima ................................................................................... 17 
2.2.1.1. Acero al Carbón Convencional ................................................... 17 
2.2.1.2. Tubería Flexible de Titanio ......................................................... 18 
2.2.1.3. Tubería Flexible De Alta Resistencia.......................................... 19 
2.2.2. Fabricación ....................................................................................... 20 
2.2.2.1. Proceso De Fabricación ............................................................. 21 
2.2.2.2. Proceso de Fabricación de la Lámina ......................................... 22 
2.2.2.3. Proceso De Soldadura De La Lámina ......................................... 24 
2.2.2.4. Proceso de Fresado de la Sarta ................................................. 26 
CAPITULO III....................................................................................................... 31 
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS PARA LA PERFORACIÓN CON TUBERIA 
FLEXIBLE ........................................................................................................... 31 
3.1. INTRODUCCIÓN .................................................................................... 31 
3.2. POZOS NO DIRECCIONALES ............................................................... 31 
3.3. POZOS DIRECCIONALES ..................................................................... 33 
3.4. CONEXIÓN DE FONDO ......................................................................... 34 
v 
3.4.1. Conector de Tubería Flexible ............................................................ 36 
3.4.2. Válvulas Dobles de Contrapresión .................................................... 36 
3.4.3. Desconector Hidráulico ..................................................................... 36 
3.4.4. Válvula de Circulación....................................................................... 36 
3.4.5. Centralizador .................................................................................... 37 
3.4.6. Lastra Barrenas ................................................................................37 
3.4.7. Lastra Barrenas Magnético ............................................................... 37 
3.4.8. Motor de Fondo ................................................................................ 38 
3.4.9. Barrena de Perforación ..................................................................... 38 
3.5. MOTORES DE FONDO PARA LA PERFORACIÓN CON TUBERIA 
FLEXIBLE ......................................................................................................... 38 
3.5.1. Cavidad Progresiva del Motor de Desplazamiento Positivo ............... 39 
3.5.2. Motores de Caja Curveada ............................................................... 40 
3.5.3. Requerimiento de los Fluidos de Perforación .................................... 40 
3.5.4. Motores de Turbina ........................................................................... 41 
3.5.5. Herramientas de Impacto .................................................................. 42 
3.5.6. Motor Eléctrico de Fondo .................................................................. 42 
3.6. TREPANOS PARA LA PERFORACIÓN CON TUBERÍA FLEXIBLE ....... 42 
3.6.1. Trépanos de Conos .......................................................................... 43 
3.6.2. Trépanos de Conos Dentados .......................................................... 44 
3.6.3. Trépanos de Inserto .......................................................................... 45 
3.6.4. Trépanos de Cortadores Fijos ........................................................... 45 
3.6.5. Selección de los Trépanos de Perforación ........................................ 47 
3.7. UNIDADES HIBRIDAS DE PERFORACIÓN CON TUBERÍA 
FLEXIBLE……. ................................................................................................. 48 
3.7.1. Unidades con Sistema de Grúa ........................................................ 49 
vi 
3.7.2. Unidades de Mástil Fijo ..................................................................... 50 
3.7.3. Unidades de Mástil Auto Edificable ................................................... 51 
3.8. FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y LA HIDRÁULICA DEL POZO .............. 52 
3.8.1. Fluidos de Perforación ...................................................................... 53 
3.8.2. Perforación Sobre Balance ............................................................... 56 
3.8.3. Perforación Bajo Balance .................................................................. 57 
3.9. CONSIDERACIONES DE DISEÑO DE TUBERÍA FLEXIBLE ................. 59 
3.9.1. Peso Sobre el Trepano ..................................................................... 60 
3.9.2. Velocidad Anular ............................................................................... 61 
3.9.3. Presión y Gasto de Bombeo ............................................................. 63 
3.9.4. Torque .............................................................................................. 63 
3.9.5. Fatiga de la Tubería Flexible ............................................................. 63 
CAPITULO IV ...................................................................................................... 64 
APLICACIÓN PRÁCTICA ................................................................................... 64 
4.1. INTRODUCCIÓN .................................................................................... 64 
4.2. CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO SIRARI (SIR) ................................... 64 
4.3. PROGRAMA DE PERFORACIÓN .......................................................... 66 
4.3.1. Sidetraking ........................................................................................ 68 
4.3.1.1. Base de datos del pozo .............................................................. 68 
4.3.1.2. Factores para el acondicionamiento del pozo ............................ 69 
4.4. EQUIPO DE PERFORACIÓN PARA COILED TUBING .......................... 69 
4.5. ARREGLO DE FONDO PROPUESTO (UNDERBALANCE) ................... 71 
4.5.1. Equipos Superficiales ....................................................................... 71 
4.5.2. Arreglo del BHA ................................................................................ 72 
4.5.3. Programa de fluidos de perforación .................................................. 76 
vii 
4.5.4. Programa hidráulico .......................................................................... 79 
4.5.5. Presión Hidrostática .......................................................................... 80 
4.5.6. Características del lodo de perforación a utilizar ............................... 80 
4.5.7. Hidráulica del pozo ........................................................................... 81 
4.5.8. Caída de presión en la herramienta .................................................. 81 
4.5.9. Caída de presión en el anular ........................................................... 82 
4.6. MODELO DE ANÁLISIS NODAL PARA “GAS LIFT COILED 
TUBING”…….… ............................................................................................... 83 
4.6.1. Análisis para el pozo Sirari D7 .......................................................... 84 
4.6.2. Análisis nodal para el pozo Sirari D7 ................................................. 85 
CAPITULO V ....................................................................................................... 87 
EVALUACIÓN FINANCIERA .............................................................................. 87 
5.1. INTRODUCCIÓN .................................................................................... 87 
5.2. COSTO DE PERFORACIÓN CONVECIONAL SIR D7 ........................... 87 
5.3. COSTO DE PERFORACIÓN NO CONVECIONAL SIR D7 ..................... 88 
5.4. ANÁLISIS DE COSTO DE PRODUCTOS TRATADOS Y 
PRODUCIDOS…… .......................................................................................... 90 
5.5. FLUJO DE CAJA..................................................................................... 94 
5.5.1. Evaluación de ratios financieros ........................................................ 95 
5.5.1.1. Valor Actual Neto (VAN) ............................................................. 95 
5.5.1.2. Tasa Interna de Retorno (TIR) ................................................... 95 
CAPITULO VI ...................................................................................................... 97 
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................... 97 
6.1. CONCLUSIONES ................................................................................... 97 
6.2. RECOMENDACIONES ........................................................................... 98 
viii 
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................... 99 
ANEXOS .............................................................................................................102 
 
 
ix 
 ÍNDICE DE TABLAS 
Tabla 2.1. Composición química de la TF fabricada de acero al carbón .............. 17 
Tabla 3.1. Mínimo peso recomendado en el trepano ........................................... 60 
Tabla 3.2. Diámetro de ensamble vs pérdida de presión ...................................... 63 
Tabla 4.1. Datos obtenidos .................................................................................. 67 
Tabla 4.2. Características técnicas del pozo ........................................................ 68 
Tabla 4.3 Unidad de tubería Flexible .................................................................... 69 
Tabla 4.4. Equipo de Intervención ........................................................................ 70 
Tabla 4.5. Sistema de circulación......................................................................... 70 
Tabla 4.6. Material Tubular ..................................................................................71 
Tabla 4.7. Herramientas especiales ..................................................................... 71 
Tabla 4.8. Programa de fluidos de perforación ..................................................... 79 
Tabla 4.9. Características del lodo de perforación ............................................... 80 
Tabla 4.10. Parámetros de perforación ................................................................ 81 
Tabla 4.11. Resultados probabilísticos para el pozo SIR ..................................... 86 
Tabla 5.1 Análisis de costos con perforación convencional .................................. 87 
Tabla 5.2. Análisis de costos con perforación no convencional ........................... 89 
Tabla 5.3. Costos de productos ........................................................................... 90 
Tabla 5.4. Cálculo para la determinación del valor del gas en BTU...................... 91 
Tabla 5.5. Tabla comparativa de método convencional y no convencional .......... 93 
Tabla 5.6. Flujo de caja para el proyecto.............................................................. 94 
 
x 
ÍNDICE DE FIGURAS 
Figura 2.1. Unidad de Tubería Flexible ................................................................ 13 
Figura 2.2 Maleabilidad de la lámina de acero ..................................................... 22 
Figura 2.3. Lámina de acero pasando a través de los rodillos .............................. 23 
Figura 2.4. Lámina enrollada para ser almacenada.............................................. 23 
Figura 2.5. Rollos de lámina cortados al diámetro de tubería requerido ............... 24 
Figura 2.6. Lamina enrollada en un carrete para luego ser utilizada .................... 24 
Figura 2.7. Soldadura transversal de lámina “al sesgo” a 45º ............................... 25 
Figura 2.8. Remoción de exceso de soldadura retirada con un esmeril ............... 25 
Figura 2.9. Control de calidad de la lámina mediante una inspección moderada .. 26 
Figura 2.10. Enrollado de la lámina para su almacenamiento ............................... 26 
Figura 2.11. Conformación de la tubería para conformar la tubería flexible .......... 27 
Figura 2.12. Unión de la lámina para conformar el tubo ....................................... 27 
Figura 2.13. Tratamiento térmico en horno a 1600ºC ........................................... 28 
Figura 2.14. Proceso de remoción de rebaba en la tubería .................................. 28 
Figura 2.15. Inspección de la soldadura realizada en la tubería .......................... 29 
Figura 2.16. Tratamiento térmico final a 1000ºC .................................................. 29 
Figura 2.17. Prueba hidrostática para verificar el estado de la tuberia ................. 30 
Figura 3.1. Conector de tubería flexible, válvula check, junta desprendible, lastra 
barrenas, herramientas de levantamiento, motor, barrena. .................................. 32 
Figura 3.2. Conector de tubería flexible, CV, desconector, paquete de dirección e 
inclinación, herramienta de orientación, motor de fondo y barrena de 
perforación .......................................................................................................... .34 
Figura 3.3. Componentes de la cavidad progresiva del motor de desplazamiento 
positivo ................................................................................................................. 39 
Figura 3.4. Motor de turbina para la aplicación de tubería flexible ........................ 41 
Figura 3.5. Trepano de conos .............................................................................. 44 
Figura 3.6. Trepano de conos dentados ............................................................... 45 
Figura 3.7. Trepano de inserto ............................................................................. 45 
Figura 3.8. Barrena PDC – Barrena TSP ............................................................. 46 
Figura 3.9. Unidad hibrida para perforar con Tuberia Flexible .............................. 49 
xi 
Figura 3.10. Unidad de mástil fijo ......................................................................... 50 
Figura 3.11. Inyector del equipo soportado bajo el mastil de una estructura 
ajustable… ........................................................................................................... 51 
Figura 3.12. Equipo hibrido de un equipo de perforación de Tubería Flexible ...... 52 
Figura 3.13. Sistema de eliminación de sólidos para la perforación con tubería 
flexible.................................................................................................................. 57 
Figura 4.1. Campo Sirari mapa estructural al tope del reservirio Yantata ............. 65 
Figura 4.2. Campo Sirari mapa estructural al tope del reservorio petaca D .......... 66 
Figura 4.3. Esquema del Casing para SIR D7 ...................................................... 67 
Figura 4.4. Configuración típica del equipo de fluido de perforación 
“UnderBalance”… ................................................................................................ 71 
Figura 4.5. Arreglos de apertura de ventana ........................................................ 74 
Figura 4.6. Arreglos de perforación para el tramo lateral ...................................... 77 
Figura 4.7. Diseño del modelo de Gas lift............................................................. 83 
Figura 4.8. Análisis nodal con evaluación probabilística ....................................... 84 
Figura 4.9. Comportamiento de producción Pozo Sirari D7 .................................. 85 
Figura 4.10. Diseño de análisis nodal con “gas lift coiled tubing” para el pozo 
SIR 7D ................................................................................................................. 86 
 ÍNDICE DE CUADROS 
Cuadro 2.1. Composición de aleaciones en la fabricación de Tuberia Flexible .... 21 
Cuadro 3.1. Velocidades anulares recomendadas ............................................... 62 
Cuadro 4.1. Acondicionamiento del pozo ............................................................. 69 
 
 
 
 
 
 
file:///D:/Doc.%20Juan%20Pablo/TRABAJO%20TESIS%20%20PROYECTOS/PETROLERA/Gus%20Sapingui/Proyecto/Corrección%20final%20Gus.docx%23_Toc28702093
file:///D:/Doc.%20Juan%20Pablo/TRABAJO%20TESIS%20%20PROYECTOS/PETROLERA/Gus%20Sapingui/Proyecto/Corrección%20final%20Gus.docx%23_Toc28702094
xii 
SIMBOLOGÍA 
API Instituto americano de petróleo 
ASTM Sociedad americana para prueba de materiales 
BHA Equipamiento de fondo del pozo 
BHCP presión de circulación en el fondo del pozo 
BHP Presión de fondo del pozo 
BOP Preventor de reventones 
Ce Costos operativos fijos del equipo de perforación (U$S/hora) 
Ct Costo del trépano (U$S) 
CO2 Dióxido de carbono 
CVD Agotamiento de volumen constante (Constant Volumen Depletion) 
D Profundidad perforada con el trépano (metros) 
ECD Densidad de circulación equivalente 
ECP Empacaduras externas 
EMT Telemetría electromagnética 
ESD Válvulas de cierre de emergencia 
EUR Reservas finales estimadas (Estimated Untimated Reserves) 
ft Pies 
°F Grados fahrenheit 
gal Galones 
GLR Relación gas líquido 
xiii 
GOR Relación gas petróleo 
gpm Galones por minuto 
h Horas 
in Pulgadas 
KCl Cloruro de potasio 
Km Kilómetros 
 
 
xiv 
RESUMEN EJECUTIVO 
El desarrollo tecnológico en la industria petrolera avanza y la tecnología de punta 
se asimila y se aplica en la mayoría de los países con el propósito de optimizar los 
procesos productivos, esto implica llevar a cabo una revisión de las tecnologías a 
nivel mundial, de manera que se disponga de información técnica en aquellas áreas 
que se requieran hacer innovaciones, para poder alcanzar los parámetros de 
eficiencia y productividad internacionales. 
La industria petrolera y los hidrocarburos representa la mayor fuente de ingresosen 
Bolivia, por ello es vital seguir en la búsqueda constante de novedosas técnicas y 
que se sigan introduciendo nuevas tecnologías, procesos y métodos de trabajo, los 
cuales ayuden a reducir los costos operacionales y a su vez incrementando la 
producción nacional de hidrocarburos principalmente el gas natural. Esta búsqueda 
ha dado como resultado una nueva alternativa tecnológica, denominada perforación 
con Coiled Tubing. 
Las operaciones con Coiled Tubing (Tubería Flexible) son cada día más frecuentes 
y conforme se van conociendo sus ventajas la aceptación va creciendo, esta 
tecnología está ayudando a resolver recientes y viejos problemas en los diversos 
trabajos que se realizan en pozos petroleros sobre todo en la perforación de pozos 
y se ha convertido en una técnica especial la cual sirve para ejecutar con mayor 
rapidez y precisión los trabajos y operaciones realizadas en los campos petrolíferos. 
Algunas de las principales ventajas de estas tuberías con respecto a las unidades 
convencionales de perforación y reparación de pozos son: rápida movilización, 
menores costos operacionales, aceleración de las operaciones (debido a que no es 
necesario efectuar interrupciones para realizar la conexión de tuberías) y la 
capacidad de bombear fluidos en cualquier momento sin importar la posición dentro 
del pozo. 
Debido a las ventajas de este tipo de tubería, estas resultan particularmente útiles 
para las siguientes aplicaciones: limpieza de pozos, operaciones de cementación, 
xv 
pesca, estimulación, inducción con nitrógeno, adquisición de registros de pozos, 
disparos, control de arena, operaciones de terminación, perforación, reentradas y 
limpieza con motor de fondo (molienda). 
En los últimos años los ingenieros y demás profesionales han notado que los pozos 
petroleros tienen una mayor dificultad para ser explotados por ser de difícil acceso 
en la mayoría de los casos, por eso es importante introducir nuevos procesos que 
disminuirán los costos operacionales y el tiempo requerido para realizar la 
perforación posteriormente todo esto ayudara a aumentar considerablemente la 
producción y la vida de los pozos, ya sean verticales, desviados o totalmente 
horizontales. 
El objetivo de este proyecto es, difundir la aplicación de Coiled Tubing en la 
perforación de pozos para la posterior producción de hidrocarburos. Y, el pozo 
seleccionado para la aplicación es el pozo SIRARI 7D. 
La perforación con tubería flexible emplea una columna continua y un equipo 
especializado con el cual realiza la perforación. En vez de perforar con diferentes 
juntas de tubería de perforación tradicional rígida y de gran diámetro, la columna de 
perforación se compone de una tubería flexible de diámetro más pequeño. A 
diferencia de la tubería de perforación, la cual debe ser enroscada para formar la 
columna de perforación y desconectada en grupos de tubos que son estibados en 
la torre de perforación durante los viajes, esta tubería viene en un carrete que se 
desenrolla a medida que la perforación progresa, y es reenrollada en su carrete 
durante los viajes. Para lograr lo anterior, se describen los componentes principales 
del equipo, el proceso de fabricación, las normas de seguridad y la política en la 
aplicación de los servicios, las herramientas de fondo que se utilizan para realizar 
la aplicación y operación de la tubería flexible. 
En el desarrollo secuencial se presentan primeramente de manera concreta y 
detallada todos los conceptos y definiciones necesarias que debemos tener 
presente para lograr un claro entendimiento de las técnicas aplicadas en el proceso 
de perforación con la tecnología Coiled Tubing.
 
1 
CAPITULO I 
GENERALIDADES 
1.1. INTRODUCCIÓN 
La alta demanda de hidrocarburos y los pocos hallazgos nos llevan a buscar nuevas 
tecnologías y a investigar cómo aprovechar al máximo las reservas ya existentes. 
Es por esto que los esfuerzos de los ingenieros y demás profesionales involucrados 
en las actividades de exploración y explotación de un campo productor de petróleo, 
deben estar encaminados a este propósito. 
El desarrollo tecnológico en la industria petrolera avanza y la tecnología de punta 
se asimila y se aplica en la mayoría de los países con el propósito de optimizar los 
procesos productivos, esto implica llevar a cabo una revisión de las tecnologías a 
nivel mundial, de manera que se disponga de información técnica en aquellas áreas 
que se requieran hacer innovaciones, para poder alcanzar los parámetros de 
eficiencia y productividad internacionales. 
Las operaciones con Coiled Tubing (Tubería Flexible) son cada día más frecuentes 
y conforme se van conociendo sus ventajas la aceptación va creciendo, esta 
tecnología está ayudando a resolver recientes y viejos problemas en los diversos 
trabajos que se realizan en pozos petroleros sobre todo en la perforación de pozos 
y se ha convertido en una técnica especial la cual sirve para ejecutar con mayor 
rapidez y precisión los trabajos y operaciones realizadas en los campos petrolíferos, 
siendo un factor importante el aumento de la capacidad de producción de un pozo 
de petróleo. Este proyecto está enfocado en dar una descripción de la perforación 
con la tecnología Coiled Tubing en un pozo y determinar su viabilidad técnica y 
económica aplicada a un campo. 
Inicialmente se describe datos generales y descripción de los equipos utilizados, 
posterior a ello se realiza la descripción de la tecnología de perforación Coiled 
Tubing, después se realiza la aplicación de Coiled Tubing y un estudio de los 
aspectos técnico, económico y ambiental. 
 
2 
Finalmente se analizan los aspectos técnico, ambiental, económico para la 
viabilidad de aplicación en el Campo 
1.2. ANTECEDENTES 
La Introducción de la tubería flexible a la industria petrolera se presentó al inicio de 
la década de los 60’s, se utilizó tubería flexible (CT, por sus siglas en inglés) para 
lavar arena, recuperar válvulas de seguridad de fondo de pozo y extraer fluidos de 
pozos con nitrógeno. Posteriormente, las aplicaciones TF se expandieron para 
incluir tratamientos ácidos y tratamientos por fracturamiento hidráulico, bajada de 
herramientas, cambios de tuberías, perforación, levantamiento artificial, y 
terminación de pozos. Su utilización fue limitada debido a los altos costos. 
Actualmente, el uso de la TF ha adquirido un mayor auge en la industria petrolera 
mundial, debido al desarrollo de nuevas tecnologías y procesos de fabricación la 
aplicación de la TF en operaciones de reparación, perforación y terminación de 
pozos, se debe al ahorro de tiempo y disminución de costos, manifestándose en la 
facilidad de transporte, adaptación del equipo a lugares reducidos, equipo con 
menor número de componentes, simplificación de operaciones, desarrollo de 
herramientas especiales, operaciones más eficientes, recolección de datos en 
tiempo real, conservación del medio ambiente. La capacidad de efectuar trabajos 
de reparación fue la clave para impulsar el desarrollo de la TF. 
La tubería flexible (TF), tuvo sus principios de aplicación durante la Segunda Guerra 
Mundial antes de la invasión aliada en 1944, los ingenieros británicos desarrollaron 
y fabricaron tuberías muy largas y continuas. Para transportar combustible desde 
Inglaterra a la Europa continental y abastecer a los ejércitos aliados. El proyecto 
recibió el nombre de operación “PLUTO”, un acrónimo para “tubería bajo el océano” 
e involucraba la fabricación e instalación de líneas de conducción a lo largo del 
Canal de la Mancha. La versatilidad de ésta es que se enrolla con rapidez en los 
carretes ubicados en la superficie de embarcaciones. El éxito de la fabricación y el 
enrollado rápido de la tubería flexible continua, favoreció para realizar las bases 
 
3 
técnicas, que llevaron al desarrollo y fabricación de las sartas de tubería flexible 
actual, utilizadas en laindustria petrolera. 
Entre la década de 1960 y de 1970, Bowen Tools, Uni-Flex, Brown Oil Tools, Hydra 
Ring Inc. y Otis Engineering, lograron mejoras en el equipo de T.F. y grandes 
avances en el cabezal inyector, continuaron mejorando, modificando y aumentando 
la capacidad de sus respectivos diseños, se desarrollaron nuevas técnicas que 
permitieron que las sartas de tubería flexible fueran fabricadas en longitudes mucho 
más largas. 
En 1964 las compañías California Oil y Bowen Tools, desarrollaron la primera 
unidad que opero de tubería flexible, efectuando su primer trabajo completamente 
funcional en la limpieza de arena en varios pozos de la costa del Golfo. 
Los últimos años de la década de 1970 y el comienzo de la década de 1980 
constituyeron un punto de inflexión para la tubería flexible que hasta ese momento 
se fresaba o se formaba en secciones de 457 m [1.500 pies]. En 1978, el 
mejoramiento de la calidad de fabricación y el fresado continuo permitieron la 
fabricación de tubos de 1 ¼ pulgadas de diámetro exterior. Los primeros años de la 
década de 1980 fueron testigos de la introducción de la tubería flexible de 1 ½ y 1 
¾ pulgadas de diámetro exterior. 
En 1983, Quality Tubing Inc. comenzó a utilizar láminas de acero japonés de 914 m 
[3.000 pies] para reducir la cantidad de soldaduras requeridas en un 50%. Más 
adelante en el transcurso de la década de 1980, Quality Tubing introdujo la 
soldadura inclinada para eliminar las soldaduras a tope. 
En 1990, se armó la primera sarta de tubería flexible de 2 pulgadas para la 
terminación permanente de un pozo. Inmediatamente después de ese evento, los 
proveedores comenzaron a fabricar tuberías de diámetros exteriores de 2 3/8, 2 5/8, 
2 7/8, 3 ½ y 4 ½ pulgadas para aplicaciones de servicios de pozos. En la actualidad, 
las tuberías flexibles se fabrican con acero de alto límite elástico de 90, 100, 110 y 
120 Kpsi, y aleaciones resistentes a la corrosión. La disponibilidad de aceros de 
mayor resistencia, diámetros más grandes y la necesidad de reducir los costos 
 
4 
fueron factores claves que subyacieron la revolución de la TF en la década de los 
años 90 y que posteriormente dieron cuenta del aumento extraordinario de las 
operaciones de intervenciones de pozos concéntricas o bajadas a través de la 
tubería de producción. 
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 
1.3.1. Identificación del Problema 
Los países del mundo están inmersos en un proceso de búsqueda de opciones 
tecnológicas que permitan satisfacer los requerimientos energéticos de la 
humanidad, buscando la armonía con el medio ambiente y considerando factores 
de desarrolló que resulten rentables, y es así que la tecnología Coiled Tubing tuvo 
un surgimiento tecnológico y esta tecnología tiene muchas ventajas al momento de 
su uso, es así que se lo usa en muchas operaciones en la industria petrolera. 
El equipo reducido hace que sus operaciones sean particulares en sitios donde se 
exija un bajo impacto sobre el medio ambiente. Un equipo de perforación 
convencional requiere por lo menos 4 veces la superficie, de las medidas y peso de 
cada parte de un equipo Coiled Tubing, el peso del equipo y de la sarta de 
perforación es mucho menor en la tecnología Coiled Tubing que en la perforación 
convencional. 
A su vez el equipo reducido permite una disminución notable en la cantidad de 
operarios o tripulación que se requieren en cada actividad, disminuyendo así el 
impacto que tendría algún accidente y el malgasto excesivo del talento humano. 
Durante la producción del pozo SIR 7D, se encuentra en depletación, teniendo el 
objetivo principal las areniscas Petaca, Yantata y Sara un gran potencial 
hidrocarburífero. 
Las razones del abandono están dadas en forma general por políticas internas de 
la empresa operadora que detuvo la inversión en el desarrollo del pozo. 
 
5 
En este proyecto se desea dar una propuesta simple y concisa basada en el aspecto 
ingenieril para la reapertura del pozo y su posterior desarrollo para aportar en la 
explotación del campo Sirari. 
1.3.2. Formulación del Problema 
La industria del petróleo y del gas ha estado experimentando en forma continua con 
el uso de la tecnología de perforación Coiled Tubing para reducir los costos de 
perforación y mejorar los resultados de producción y exploración. 
¿Por qué y cómo puedo perforar con Coiled Tubing con el método bajo balance, de 
una manera segura, viable y evitar dañar el reservorio? 
La respuesta se divide en 2 partes, la primera es muy simple y básicamente es 
conseguir mejores resultados económicos y la segunda es reducir los costos del 
proyecto sobre los costos ya estimados en un proyecto convencional. 
1.4. OBJETIVOS 
1.4.1. Objetivo General 
Realizar el análisis de la perforación de un pozo con método no convencional 
utilizando la tecnología Coiled Tubing para tal objetivo y analizar los distintos 
aspectos durante su desarrollo. 
1.4.2. Objetivos Específicos 
• Posibilitar la realización de soluciones globales, con la utilización de la 
tecnología Coiled Tubing 
• Realizar una comparación de la aplicación de la tecnología Coiled Tubing y 
una perforación convencional para así poder ver los beneficios y denotando 
los principales problemas operacionales que esta tecnología nos 
proporciona. 
• Realizar una descripción detallada de los equipos y métodos utilizados que 
requiere este método no convencional. 
 
6 
• Conseguir mejores resultados económicos y reducir los costos del proyecto 
de la implementación de la tecnología Coiled Tubing sobre los ya estimados 
en un proyecto convencional. 
• Verificar la viabilidad para la implementación de este proyecto. 
1.5. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO 
1.5.1. Justificación Técnica 
Durante el último medio siglo, la industria del petróleo y del gas ha estado utilizando 
en forma continua la tecnología de perforación Coiled Tubing para mejorar los 
resultados de exploración y explotación, para conseguir mejores resultados 
económicos y reducir los costos del proyecto sobre los ya estimados en un proyecto 
convencional, fundamentados principalmente en el uso de diámetros reducidos, 
tamaños más pequeños en los equipos de perforación, menos cemento, menos 
fluidos de perforación y menor disposición de ripios, así como la capacidad de 
perforar el pozo y completarlo en un periodo de tiempo más corto. En este trabajo 
se propone la viabilidad de aplicar la perforación con la tecnología Coiled Tubing 
para un pozo de desarrollo. 
El propósito de este trabajo es ver la aplicabilidad para incrementar las reservas a 
un bajo costo de explotación y un periodo de tiempo menor de operación comparado 
con la perforación convencional en Bolivia, teniendo en cuenta la preparación 
adecuada y cumplimiento de los requerimientos técnicos que implica la tecnología 
para garantizar un programa de campo seguro y eficiente, teniendo en cuenta sus 
grandes ventajas técnicas, económicas y ambientales. 
1.5.2. Justificación Económica 
Los pozos perforados con Coiled Tubing ofrecen un potencial para reducir 
significativamente los costos de perforación. Este ahorro es importante para el 
estado actual de las condiciones económicas de la industria petrolera debido a la 
reducción de presupuestos de capital. 
 
7 
 La reducción en los costos de un pozo perforado con Coiled Tubing está entre el 
25% y el 45% para la exploración de pozos lejanos o en zonas remotas y de un 15% 
a 30% para los pozos en desarrollo comparados con los pozos convencionales. Se 
pueden alcanzar por las siguientes razones: 
• Menor inversión de capital 
• El uso de equipos más pequeños de perforación y/o workover 
• Reducción en el tamaño del casing y los costos 
• Locaciones más pequeñas 
• Reducción de ripios, brocas, lodo, cementación y costos de combustible 
asociados con el tamaño del hueco. 
1.5.3. Justificación Ambiental 
El impacto ambiental es uno de losproblemas principales al realizar perforaciones, 
teniendo en cuenta que este aspecto cada día se vuelve más importante, la 
tecnología Coiled Tubing brinda la oportunidad de reducir al mínimo los residuos y 
brinda mejores resultados en el impacto ambiental. El uso de la tecnología Coiled 
Tubing en la mayor parte de los casos reduce área de asentamiento del equipo, 
potencia requerida, consumo de combustible, lodo y desechos de perforación, 
emisiones de gases, ruido, transporte, entre otros. 
Dada la diferencia de masa gravitacional medida en toneladas en los equipos y 
maquinarias utilizadas, la tecnología Coiled Tubing también disminuye las 
emisiones a la atmosfera porque requiere menos potencia para su funcionamiento. 
Otro aspecto de los principales beneficios que brinda la tecnología de perforación 
Coiled Tubing sobre la perforación convencional de pozos es la reducción de 
emisiones de ruido. Es un factor muy ventajoso cuando se perfora cerca a zonas 
residenciales. 
Al existir menor cantidad de residuos, lodo, recortes, emisiones de gases y ruido el 
uso de esta tecnología es ecológicamente amigable para el ambiente preservando 
 
8 
más áreas verdes y causando menos daños de lo que se haría con la tecnología 
convencional. 
1.6. ALCANCE 
1.6.1. Alcance Temático 
La aplicación de este proyecto está dirigido hacia el área de perforación, donde se 
podrá demostrar las ventajas que presenta el uso de la tecnología Coiled Tubing, y 
se podrá verificar las posibles soluciones globales mediante la utilización de esta 
tecnología en comparación con la perforación convencional. 
Durante la perforación del pozo SIR 7D se ha observado que los costos de la 
perforación con tecnología convencional fueron altos y se plantea el uso de la 
tecnología Coiled Tubing para comparar las ventajas de la aplicación de esta 
tecnología viendo la disminución tanto de costos, personal, equipos y daños 
ambientales. 
Actualmente la producción de hidrocarburos se enfoca en los campos maduros por 
la poca cantidad de hallazgos petrolíferos. En este trabajo se propone la viabilidad 
de aplicar la tecnología Coiled Tubing. El propósito de este trabajo es ver la 
aplicabilidad para incrementar las reservas a un bajo costo de explotación y un 
periodo de tiempo menor de operación comparado con la perforación convencional 
en Bolivia, teniendo en cuenta la preparación adecuada y cumplimiento de los 
requerimientos técnicos que implica la tecnología para garantizar un programa de 
campo seguro y eficiente, teniendo en cuenta sus grandes ventajas técnicas, 
económicas y ambientales. 
En primer lugar, se describe la tecnología de perforación Coiled Tubing, posterior a 
esto se realiza un estudio comparativo en los aspectos técnico, económico y 
ambiental respecto a la tecnología de perforación convencional. 
Finalmente se analizan los aspectos técnico, ambiental y económico para la 
viabilidad de aplicación. 
 
9 
1.6.2. Alcance geográfico 
El presente proyecto se lleva a cabo en el campo Sirari ubicado en el departamento 
de Santa Cruz, a unos 216 Km de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, 
precisamente en el bloque Boomerang Hill, se caracteriza por ser un yacimiento 
productor de gas – condensado de 72º API, es la planta principal de dicho bloque, 
el cual comprende además los campos Víbora, Yapacaní y Arroyo Negro con una 
extensión de más de 40000 metros cuadrados de superficie, el campo Sirari 
actualmente cuenta con pozos que están cerrados, pero una mayoría está en 
producción. 
El objetivo es el de drenar áreas de la formación Petaca y Sara, optimizando así 
también la producción en la arena Yantata, dándole así una nueva vida al pozo 
mencionado anteriormente, incrementando la producción de hidrocarburos del 
campo. 
 
 
10 
CAPITULO II 
MARCO TEÓRICO 
2.1. TUBERÍA FLEXIBLE 
La Tubería Flexible electro-soldada, fabricada con una costura longitudinal única 
formada por soldadura de inducción de alta frecuencia, sin adición de material de 
relleno, se define como cualquier producto tubular fabricado de manera continua en 
longitudes que requieren que sea enrollado en un carretel durante el proceso de 
fabricación. La tubería se endereza antes de introducirla en el pozo y se enrolla 
nuevamente en el carretel al sacarla. Los diámetros generalmente varían entre 0.75 
y 6.0 pulgadas, y se comercializan en carreteles sencillos, en longitudes que 
exceden los 30,000 pies en aceros que han soportado fuerzas desde 55,000 PSI 
hasta 120.000 PSI. 
Con el uso de la tubería flexible se busca maximizar la rentabilidad, disminuir los 
tiempos de ejecución y operación de pozos, al igual que reducir los costos de 
operación, perforación y reparación de los pozos. Por otro lado, este tipo de tubería 
nos permite que se lleven a cabo operaciones en los pozos sin tener que extraer la 
tubería de producción. 
2.1.1. Descripción 
La TF es enrollada en un carrete para su conservación y transporte. Las sartas de 
TF pueden tener una longitud de 9450 metros o más, según el tamaño del carrete y 
los diámetros de la tubería, que oscilan entre ¾ y 6 ⅝ pulgadas. 
Cualquier operación con fines de mantenimiento o reparación de un pozo constituye 
un evento importante en su vida productiva. En muchos casos, una operación 
requiere la remoción y el reemplazo de la sarta de producción después de montar 
un equipo de terminación/reparación y matar el pozo. Para evitar los problemas de 
producción y los costos asociados con estas actividades, muchos operadores 
recurren a la tecnología de TF para posibilitar la ejecución de tareas de reparación 
en pozos activos. Esta tecnología permite desplegar herramientas y materiales a 
 
11 
través de la tubería de producción o la tubería de revestimiento existente, mientras 
el pozo sigue produciendo. 
En el centro de cualquier operación de superficie con TF se encuentra una unidad 
de TF en la cual se enrolla una sección continua de tubería de acero flexible. 
Durante el transporte a la localización del pozo, esta tubería permanece enrollada 
en un carrete de almacenamiento. A medida que se desenrolla del carrete de 
almacenamiento, pasa a través de un tubo con forma de cuello de ganso y se 
endereza justo antes de ingresar en el pozo. Al final de la operación, la TF se extrae 
del pozo y se vuelve a enrollar en el carrete. 
Un cabezal de inyección remueve la sarta de TF del carrete y la baja en el pozo. 
Desde la cabina del equipo de TF, el operador controla el cabezal de inyección, 
accionado hidráulicamente, para regular el movimiento y la profundidad de la sarta 
de TF. 
Un stripper, colocado por debajo del cabezal del inyector, proporciona un sello 
dinámico alrededor de la sarta de producción, es un elemento clave para bajar y 
extraer con seguridad la sarta de tubería flexible del pozo. 
Un conjunto de preventores (BOP), colocado entre el estopero y el cabezal del pozo, 
provee las funciones de control de presión. La operación es monitoreada y 
coordinada desde la cabina de control del equipo de TF. 
El concepto de las operaciones de servicios en pozos con tubería flexible, requiere 
que la longitud continua de tubería se sujete a ciclos repetidos de tendido y envoltura 
durante su vida útil. La tubería almacenada en un carrete de servicio se desenvuelve 
dentro del pozo a la profundidad designada y luego se recupera de regreso al 
carrete de servicio, para su almacenamiento y transporte a la próxima ubicación de 
trabajo. La vida útil de trabajo de la tubería flexible puede ser definida como la 
duración del servicio que puede brindar una sarta de tubería continua cuando es 
sometida a los siguientes factores: 
• Ciclo de Fatiga por Doblado 
 
12 
• Carga de Presión Interna 
• Carga Axial Aplicada 
• Corrosión 
• Daños Mecánicos 
Todos estos actúan sobre la tubería flexible de una u otra manera durante algún tipo 
de servicio con tubería flexible y contribuyena la eventual falla mecánica del tubo. 
Para asegurar operaciones seguras y confiables en el sitio del pozo, el usuario debe 
entender el comportamiento único de la tubería flexible para minimizar las 
posibilidades de falla del tubo. Debe tomarse numerosas decisiones durante la vida 
útil de una sarta de tubería flexible para lograr la máxima vida útil remanente. Desde 
este enfoque, la decisión de retirar de servicio la tubería, debe tomarse sobre la base 
de las condiciones reales de la tubería y su historial de servicios. 
Una carga de compresión sobre la tubería flexible puede ocurrir durante muchas 
operaciones de servicio donde los efectos continuados de la presión del cabezal de 
pozo, la presión en el elemento stripper y otras fuerzas relativas pueden suceder 
simultáneamente. Con la necesidad de aplicar cargas de compresión en aumento 
sobre la tubería flexible, el pandeo en la superficie se ha convertido en un problema 
importante. Debido a los efectos de la fatiga del ciclo de dobladura y las fallas de 
alineamiento de las fuerzas axiales que cargan el tubo, la resistencia al pandeo de 
la tubería flexible, debería disminuirse con relación a los valores calculados cuando 
se usan las ecuaciones de pandeo para calcular las fuerzas de pandeo 
convencionales en la tubería por tramos. 
La fuerza requerida para inducir el pandeo en la tubería flexible, depende de las 
características del material, la geometría del tubo flexible, (tales como el diámetro 
exterior, espesor de pared, y ovalidad), y los esfuerzos residuales dentro del tubo. 
Cada diseño de inyector de tubo flexible tiene una longitud mínima de tubo no 
apoyado, que es la porción del tubo entre el último bloque de sujeción 
completamente enganchado y la parte de superior del stripper energizado. Al 
efectuar servicios donde se anticipan cargas mínimas de inserción, la longitud de 
tubo no apoyada es generalmente un problema menor. Sin embargo, donde se 
 
13 
espera grandes cargas de inserción, deberá incorporarse una guía antipandeo 
dentro del mecanismo del inyector para proveer apoyo lateral adicional al cuerpo 
del tubo. La guía antipandeo restringe las tendencias al pandeo del segmento de la 
tubería flexible ubicado entre el bloque de sujeción del inyector completamente 
enganchado que se encuentre más abajo, y la parte superior del stripper, 
aumentando significativamente los límites de carga de inserción. El análisis de 
cargas de compresión sobre la tubería flexible, así como los límites operativos 
asignados, son componentes principales de un diseño de servicios de pozos 
apropiado. 
Figura 2.1. Unidad de Tubería Flexible 
 
Fuente: Schlumberger Oilfield Services 
 
14 
2.1.2. Elementos Clave en la Unidad de Tubería Flexible 
La unidad de Tubería Flexible está formada por un conjunto completo de equipos 
necesarios para llevar a cabo actividades estándar en el campo, en operaciones 
con tubería continua. La unidad consiste de cuatro elementos básicos: 
• Carrete: para el almacenamiento y transporte de la TF. 
• Cabezal de inyección: para suministrar desde superficie la fuerza necesaria 
para introducir y retirar la TF. 
• Cabina de control: desde la cual el operador del equipo monitorea y 
controla la TF. 
• El conjunto de potencia: para generar la potencia hidráulica y neumática 
requerida para operar la unidad de TF. 
2.1.3. VENTAJAS POTENCIALES DE LA PERFORACION CON TUBERIA 
FLEXIBLE 
➢ Menor daño a la formación. La perforación puede realizarse bajo balance, 
ayudando a prevenir el daño. 
➢ Reducción del tiempo de perforación. Los tiempos de viaje son más cortos, 
debido a que se elimina la necesidad de conectar tuberías. Esto implica 
reducción de costos. 
➢ La tubería continua puede ser usada como tubería de perforación y de 
completación. 
➢ Equipo compacto. Las operaciones de perforación con tubería continua 
requieren menos del 10% del equipo requerido para movilizar o mudar un 
taladro convencional. 
➢ Aplicaciones en hoyos estrechos. En trabajos de hoyos estrechos, el equipo 
de tubería continua utiliza menor volumen de fluidos y produce menor 
cantidad de ripios, contribuyendo así a la reducción de problemas de 
disposición de efluentes. 
➢ Reducción de impacto ambiental. 
 
15 
2.1.4. Limitaciones de la Perforación con Tubería Flexible 
➢ Vida de la sarta. 
➢ 2 3/8” CT y mayor, tiene límite en la vida de trabajo, debido a la fatiga. 
➢ Profundidad, tamaño y longitud del hoyo. 
➢ Coiled Tubing está limitado por el peso sobre la mecha. 
➢ Manejo de tubería enroscada. 
➢ Tamaño y peso de la sarta. 
➢ Los carretes exceden en muchos casos los pesos permitidos para el 
transporte. 
2.1.5. Aplicación de Tubería Flexible 
El uso de la TF continúa en crecimiento más allá de su empleo en la típica limpieza 
y la estimulación con ácido. Este crecimiento puede atribuirse a una multitud de 
factores, incluyendo los avances en la tecnología y materiales de la TF, así como al 
énfasis cada vez mayor en pozos con secciones horizontales o altamente 
desviadas. La relación de los usos de la TF (que aparece a continuación) se 
suministra como un "desafío al pensamiento" para crear operaciones adicionales, 
en las cuales la TF pueda ser benéfica para los futuros trabajos de campo. 
Utilizaciones avanzadas 
➢ Perforación con tubería enrollada (TF) 
➢ Fracturamiento 
➢ Operaciones submarinas 
➢ Pozos profundos 
➢ Oleoductos, gasoductos, líneas de flujo 
Utilizaciones rutinarias 
➢ Descarga de pozos. 
➢ Limpieza 
➢ Acidificaciones o Estimulaciones 
 
16 
➢ Sartas de velocidad 
➢ Operaciones de pesca 
➢ Desplazamiento de herramientas 
➢ Registro de pozos (en tiempo real o con memorias) 
➢ Asentamiento o recuperación de tapones 
2.2. GENERALIDADES DE LA TUBERÍA FLEXIBLE 
La TF tuvo su inicio durante la Segunda Guerra Mundial, para la aplicación del 
proyecto denominado PLUTO, el cual tenía como objetivo el abastecimiento de 
combustible a los aliados a través del fondo del Mar Mediterráneo. Este proyecto 
consistió en el tendido de una tubería, cuyas características se adaptarían al fondo 
marino, con la finalidad de no obstruir el paso a submarinos, además que dicha 
tubería fuese flexible y capaz de enrollarse con rapidez y facilidad de colocación 
desde carretes ubicados en la superficie de las embarcaciones. El tubo fue 
construido de plomo con una cubierta de malla de acero para soportar los diferentes 
esfuerzos a los que se sometió. 
Posteriormente, cuando se deslumbro su aplicación con fines industriales y hasta 
mediados de la época de los 80’s, su utilización fue limitada debido a los altos 
costos, ya que no se contaba con nuevas tecnologías en los materiales de 
fabricación, así como de los modelos matemáticos de operación, limitándose sólo a 
producir diámetros pequeños, por lo que no cumplían las necesidades en la industria 
petrolera. 
Hoy en día, el uso de la TF ha adquirido un mayor auge debido al desarrollo de 
nuevas tecnologías, procesos de fabricación y aplicación de herramientas, para ello 
se considera conveniente describir el proceso de fabricación. 
La fabricación de TF involucra varios pasos. La siguiente es una visión de los 
componentes clave involucrados en el proceso de fabricación. 
➢ Materia prima para el TF 
➢ Fabricación del TF 
 
17 
➢ Comportamiento mecánico de la TF 
➢ Diseño de una sarta de TF 
➢ Herramientas de inspección de TF 
➢ Reparaciones y uniones 
➢ Alternativas al acero y al carbón en la TF 
2.2.1. Materia Prima 
Toda la tubería enrollada que se usa hoy en día comienza como grandes rollos de 
lámina de aleación de acero baja en carbón. Los rollos pueden ser de hasta 55 
pulgadas de ancho y pesar más de 24 toneladas. La longitud de lámina en cada 
rollo depende del espesor de la misma y varía desde 3.500 pies para un calibre de 
0,087 pulgadas, hasta 1.000 pies para un calibre de 0,250 pulgadas. Los nuevos 
avances en tecnología de tuberíasflexibles se han logrado a través de cambios en 
la química del acero. Los dos tipos de material para su fabricación son: 
➢ Acero al carbón convencional. 
➢ Tubería flexible de titanio. 
2.2.1.1. Acero al Carbón Convencional 
El acero al carbón convencional en TF es más que adecuado para cumplir los 
requerimientos en la mayoría de las operaciones en campo. Normalmente las sartas 
de TF se fabrican del material de acero con baja aleación de carbón, la composición 
de este material es la siguiente. Ver tabla 2.1. 
Tabla 2.1. Composición química de la TF fabricada de acero al carbón 
Componente % en Peso Componente % en Peso 
Carbón 0.10 a 0.15 Cromo 0.55 a 0.70 
Manganeso 0.60 a 0.90 Cobre 0.20 a 0.40 
Fosforo 0.25 Máximo Níquel 0.25 Máximo 
Sulfuro 0.005 Máximo Hierro 96.8 a 98 
Silicón 0.30 a 0.50 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
 
18 
Si se tiene una tubería con alto contenido en carbón se tendrá una tubería con alta 
resistencia, baja ductibilidad y baja resistencia al H2S. Mientras que si se tiene una 
tubería con bajo contenido en carbón será una tubería con baja resistencia, alta 
ductibilidad y alta resistencia al H2S. 
Incrementando la cantidad de Níquel se incrementa la resistencia, pero se reduce 
la ductibilidad y la resistencia al H2S. El incremento en cantidad de Cromo y Cobre 
incrementa la resistencia del material sin afectar la ductibilidad. El incremento de 
dióxido de azufre reduce la resistencia al H2S. 
Sin embargo, algunos ambientes corrosivos en el fondo del pozo recomiendan el 
uso de materiales para TF mejorados. El material QT-16Cr es una aleación nueva 
resistente a la corrosión que se desarrolló específicamente para una exposición de 
larga duración a ambientes húmedos o en presencia de H2S y CO2. El material QT-
16Cr se introdujo comercialmente a principios del año 2003, y más de 30 sartas de 
tubería estaban en servicio un año más tarde. 
El atractivo comercial del QT-16Cr va más allá de sus características favorables de 
resistencia a la corrosión. El material también ha exhibido una mejoría en la 
resistencia a la abrasión, así como también ha demostrado un mejor ciclo de vida 
de fatiga cuando se compara con su equivalente en acero carbón. Estos datos 
indican que este material puede ser un excelente candidato para ser empleado para 
Tubería Flexible. 
2.2.1.2. Tubería Flexible de Titanio 
Ciertas propiedades básicas de las aleaciones con titanio lo hacen adecuado para 
aplicaciones específicas en la industria petrolera. Estas incluyen una alta relación 
resistencia/peso, excelente resistencia a la corrosión en ambientes con H2S, bajo 
módulo de elasticidad y una excelente resistencia a la fatiga. 
Actualmente son las aleaciones de mayor interés en la TF. La tubería de titanio 
grado 12 está compuesta por 99% de titanio, 0.7% de níquel y 0.3% de molibdeno. 
 
19 
La mayor resistencia de la tubería de grado 9 es resultado de un contenido de 
aleación alto 94.5 de titanio, 3% de aluminio y 2.5% de vanadio. 
La alta relación resistencia/peso del titanio permite introducir la sarta a mayor 
profundidad y un peso menor del conjunto de la sarta, comparada con la tubería de 
acero convencional. La longitud máxima de sarta (antes de que se rompa por su 
propio peso) para el titanio es considerablemente mayor que para una sarta de 
acero. El titanio ofrece mayor capacidad en zonas de mayor penetración y 
resistencia en ambientes con CO2. 
La desventaja principal del titanio es su costo, la sarta de titanio es 6 o 7 veces más 
cara que la de acero, otra desventaja es la debilidad del titanio frente al ácido 
clorhídrico. 
Para contrarrestar esta desventaja existen inhibidores para el ácido clorhídrico. La 
tubería flexible de acero no es capaz de soportar su propio peso por encima de 
9000 metros. En este caso, el titanio es el mejor candidato a considerar debido a su 
alta resistencia y baja densidad. Sin embargo, a partir de los análisis que se han 
llevado a cabo, una reducción en los costos de los componentes de la tubería de 
titanio podría desembocar en un desarrollo más práctico. 
2.2.1.3. Tubería Flexible De Alta Resistencia 
Debido a las necesidades de la industria petrolera, ha sido necesario incrementar el 
rango de presiones y profundidades de trabajo, a fin de satisfacer estas, se 
desarrolló un nuevo grado de tubería con una resistencia mínima a la cedencia de 
120,000 psi, que se logró con una nueva técnica de tratamiento térmico. 
El desarrollo inicial de la tubería considero la necesidad de mantener una resistencia 
adecuada al agrietamiento por acción del ácido sulfhídrico y la necesidad de una 
nueva técnica de fabricación, que permitiera, además, reparar la tubería cuando 
fuera necesario. 
 
20 
Al elevar la resistencia de la TF de 70,000 a 120,000 psi se expandió la variedad 
de servicios sujetos a las siguientes condiciones: 
➢ Incremento de la carga permitida. 
➢ Incremento en la profundidad de operación. 
➢ Incremento en la presión de operación y resistencia al colapso 
2.2.2. Fabricación 
A finales de los 60’s y comienzos de los 70’s, tanto la Bowen Tools, como la Brown 
Oil Tools continuaron mejorando sus diseños para adecuarlos a tuberías flexibles 
de hasta 1 pulgada de diámetro externo. A mediados de los 70’s, más de 200 de las 
unidades de TF diseñadas originalmente estaban en servicio. A finales de los 70’s, 
varias compañías fabricantes (Uni-Flex Inc., Otis Engineering e Hydra Rig Inc.) 
también comenzaron a influir en el diseño de cabezales de inyección mejorados. 
Las sartas de TF también estaban experimentando mejoras sustantivas durante 
este mismo periodo. A finales de los años 60’s los servicios de TF estaban 
dominados por tamaños de tubería de una pulgada o menos, y en sartas de tubería 
relativamente cortas. Los diámetros de las tuberías y su longitud estaban limitados 
por las propiedades mecánicas de los procesos de fabricación disponibles. Las 
operaciones iniciales con TF experimentaron múltiples fallas debido a la 
inconsistencia en la calidad de la tubería y la gran cantidad de soldaduras de tope 
requeridas para obtener la longitud apropiada de la sarta. Sin embargo, a finales de 
los 60’s, las sartas de tubería se estaban fabricando en longitudes mucho mayores, 
con menos soldaduras de tope por sarta. Durante este periodo, las propiedades del 
acero también mejoraron. Estos cambios, y las mejoras asociadas con la 
confiabilidad de la sarta de TF, contribuyeron en gran forma al crecimiento continuo 
de la industria de la TF. Actualmente, los diámetros de la TF han seguido 
aumentando para mantenerse al paso con los requisitos de resistencia asociados 
con las nuevas demandas del mercado. Es claro que la industria de TF ha 
continuado haciendo avances que han abierto nuevos mercados para la utilización 
 
21 
de la tecnología. Este progreso ha servido para hacer de la TF una solución aún 
más atractiva en aplicaciones tempranas. 
2.2.2.1. Proceso De Fabricación 
Las siguientes compañías son los mayores fabricantes de Coiled Tubing en la 
actualidad: Precision Tube Technology, Quality Tubing, Inc., y la Southwestern Pipe, 
los cuales utilizan un proceso de fabricación similar. 
Cuadro 2.1. Composición de aleaciones en la fabricación de TF 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
La tubería flexible es fabricada con una franja o tira de lámina de acero al bajo 
carbón y por lo consiguiente de baja resistencia y propensa al ataque del medio 
ambiente. Para mejorar lo anterior en su aleación se agrega otro metal como el 
níquel, logrando con esto un incremento en la resistencia, aunque con esto se 
reduce su resistencia al ataque del ácido sulfhídrico (H2S). De nuevas 
investigaciones se descubrió que al agregar cromo y cobre aumenta su resistencia 
a la tensión y no se reduce la ductibilidad de la misma; en cuanto a las propiedades 
físicas de la TF se logró un aumento a su resistencia por medio de lostratamientos 
térmicos. 
Como ya se mencionó, respecto a los materiales que integran las aleaciones en la 
fabricación de la lámina, material base para formar el tubo, es necesario el control 
de calidad mediante análisis químicos para verificar su composición, además de 
 
22 
efectuar una inspección visual con la medición del ancho y espesor de pared. Las 
propiedades físicas de la T.F. logran un aumento en su resistencia por medio de los 
tratamientos térmicos. 
Como ya se mencionó, respecto a los materiales que integran las aleaciones en la 
fabricación de la lámina, material base para formar el tubo, es necesario el control 
de calidad mediante análisis químicos para verificar su composición, además de 
efectuar una inspección visual con la medición del ancho y espesor de pared. 
2.2.2.2. Proceso de Fabricación de la Lámina 
Paso 1. Al ser adquirida la Materia Prima de Acero proporcionado en planchas de 
48 pulgadas de ancho, las cuales son envueltas en rollos de aproximadamente 1100 
metros, pasa a través de un horno a alta temperatura, con la finalidad de que el 
acero se vuelva maleable para continuar con el proceso de manufactura. Ver 
Figura 2.2. 
Figura 2.2. Maleabilidad de la lámina de acero 
 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
Paso 2. Una vez manejable la lámina de acero pasa a través de los rodillos de los 
cuales le darán el espesor requerido. Posteriormente la lámina es enfriada con aire. 
Ver Figura 2.3. 
 
23 
Figura 2.3. Lámina de acero pasando a través de los rodillos 
 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
 
Paso 3. Después de ser enfriada la lámina es enrollada en un carrete para ser 
almacenada como se muestra en la figura. 
Figura 2.4. Lámina enrollada para ser almacenada 
 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
Estos rollos se cortan de acuerdo al diámetro de la tubería que se va a fabricar. Ver 
Figura 2.5 
 
24 
Figura 2.5. Rollos de lámina cortados al diámetro de tubería requerido 
 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
2.2.2.3. Proceso de Soldadura de la Lámina 
La lámina cortada es desenrollada como se muestra en la figura. 
Figura 2.6. Lamina enrollada en un carrete para luego ser utilizada 
 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
A continuación, se procede al ensamblado de acuerdo a la longitud necesaria, por 
lo que las láminas se soldán transversalmente mediante el corte de las 2 uniones a 
45° y con soldadura de arco denominada “al sesgo”, que dicha soldadura al formar 
el tubo quedará en forma helicoidal, obteniendo con esto un aumento en la 
resistencia a la tensión en la unión soldada. Ver Figura 2.7. 
 
25 
Figura 2.7. Soldadura transversal de lámina “al sesgo” a 45º 
 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
Una vez soldada la lámina existe un exceso de soldadura que posteriormente es 
retirada con un esmeril. 
Figura 2.8. Remoción de exceso de soldadura retirada con un esmeril 
 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
Retirado el exceso de soldadura se efectúa una inspección y se verifican ciertas 
medidas que debe tener dicha lámina como se muestra en la Figura 2.9. 
 
26 
Figura 2.9. Control de calidad de la lámina mediante una inspección moderada 
 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
Finalizado todos estos procesos la lámina es enrollada en un carrete para ser 
almacenada. Ver Figura 2.10. 
Figura 2.10. Enrollado de la lámina para su almacenamiento 
 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
2.2.2.4. Proceso de Fresado de la Sarta 
La lámina es desenrollada y enviada a través de un conjunto de seis roles para ir 
formando la sarta de Tubería flexible (tubo) 
 
27 
Figura 2.11. Conformación de la tubería para conformar la Tubería Flexible 
 
 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
Los roles proporcionan la forma al tubo y a su vez une ambos lados de la lámina 
longitudinalmente soldándolos mediante una bobina de alta frecuencia que produce 
una temperatura de fundición. Ver Figura 2.12. 
Figura 2.12. Unión de la lámina para conformar el tubo 
 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
 
 
28 
Formado el tubo pasa por un horno, el cual cuenta con una temperatura 
aproximadamente de 1600°C, con la finalidad de dar tratamiento térmico al cuerpo 
del tubo. Ver Figura 2.13. 
Figura 2.13. Tratamiento térmico en horno a 1600ºC 
 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
El proceso final de soldadura deja una “rebaba” en la tubería, el cual es removido 
como se muestra en la siguiente figura: 
Figura 2.14. Proceso de remoción de rebaba en la tubería 
 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
Posteriormente, el tubo es enfriado con aire y agua, con el objetivo de efectuar una 
inspección de la soldadura y volverla a pasar a otra área de roles para darle 
nuevamente el diámetro deseado de acuerdo a las especificaciones. Ver Figura 
2.15. 
 
29 
Figura 2.15. Inspección de la soldadura realizada en la tubería 
 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
Finalmente, se aplica a todo el tubo el tratamiento térmico nuevamente, que consta 
de una temperatura de 1000°C para elevar los esfuerzos como resultado de su 
fabricación y orientar su estructura molecular para adquirir la dureza uniforme y 
propiedades físicas predecibles, como se muestra en la siguiente figura: 
Figura 2.16. Tratamiento térmico final a 1000ºC 
 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
 
 
30 
Por último, la línea se enrolla en carretes de madera y se traslada al área de pruebas 
hidrostática, en el cual se inyecta agua por el interior de la tubería, hasta una presión 
equivalente al 80% del valor de cedencia interno durante un tiempo de 30 minutos. 
Si no hay fugas, la tubería se prepara para su limpieza desalojando el agua y 
llenando el interior del tubo con nitrógeno para evitar la corrosión. Ver Figura 2.17. 
Figura 2.17. Prueba hidrostática para verificar el estado de la tubería 
 
Fuente: Coiled Tubing Technology 
 
 
31 
CAPITULO III 
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS PARA LA PERFORACIÓN CON TUBERIA 
FLEXIBLE 
3.1. INTRODUCCIÓN 
La tubería Flexible para perforación ha sido utilizada comercialmente por varios 
años y puede suministrar beneficios económicos significativos cuando se utiliza en 
las condiciones de campo apropiadas. Además de las ventajas de costos, la puede 
suministrar los siguientes beneficios adicionales: 
➢ Eliminar las conexiones de la tubería. 
➢ El ruido del equipo es mínimo. 
➢ El manejo de los fluidos es a través de un circuito cerrado. 
➢ La circulación continua reduce problemas de pegaduras. 
➢ En la perforación bajo balance hay una mayor seguridad. 
➢ Costos menores en la movilización e instalación de equipo. 
En general, la perforación de pozos puede dividirse en dos categorías principales, en 
pozos direccionales y no direccionales. Los pozos no direccionales utilizan un 
conjunto de perforación bastante convencional en combinación con un motor de 
fondo de pozo. La perforación direccional requiere el uso de dispositivos de 
orientación para dirigir la trayectoria del pozo, según el plan programado. 
Puede segmentarse además en utilización en perforación sobre balanceada y sub 
balanceada. El diseño y selección de las barrenas sigue la misma teoría que se 
utiliza en la perforación rotatoria convencional. Sin embargo, generalmente utiliza 
velocidades en la barrena más altas y un menor peso sobre la broca como resultado 
de las diferencias estructurales entre un equipo convencional vs Tubería Flexible. 
3.2. POZOS NO DIRECCIONALES 
Los pozos no direccionales están definidos como cualquier pozo en el cual la 
dirección, inclinación y/o acimut no es controlada por medio de herramientas de 
fondo del agujero. Esta definición no implica que la trayectoria del pozo carezca de 
 
32 
cualquier inclinación y/o acimut, pero las herramientas requeridas para controlar 
estos parámetros no están en uso. 
Muchos pozos no direccionales han sido perforados con tubería flexible, lo cual 
representa la mayor aplicación de perforación para la tubería flexible. Lamayoría de 
este trabajo fue completado en Canadá en el mercado de gas superficial. Estos 
pozos fueron perforados desde la superficie, o justo bajo la tubería superficial de 
revestimiento, en una técnica de perforación relativamente convencional con el uso 
de un motor de fondo. Al determinar la viabilidad, deberían de usarse una 
consideración cuidadosa para definir el alcance de trabajo. 
La gran mayoría de la profundidad perforada con tubería flexible ha sido con 
dimensiones de agujero menores a 7 pl., pero las dimensiones de agujero arriba de 
13-¼ pl. han sido exitosamente perforadas. Las principales ventajas de la 
perforación con tubería flexible trajeron a los pozos no direccionales son la 
velocidad en el armado y desarmado del equipo y una velocidad constante de 
perforación. 
Usar lastra barrenas en pozos con ángulos bajos para controlar la estructura arriba 
de la inclinación y aplicar el peso en la barrena (WOB). El número de lastra barrenas 
dependerá de la facilidad de perforar la formación y de la combinación 
motor/barrena, pero el número oscila entre 2 y 10 lastra barrenas. La típica conexión 
de fondo (BHA) usada en la perforación de pozos no direccionales consiste en lo 
siguiente: 
Figura 3.1. a, b. Conector de tubería flexible, c. válvula check, d. junta desprendible, e. lastra 
barrenas, f. herramientas de levantamiento, g. motor, h. barrena. 
 
Fuente: Coiled Tubing Engineering Manual - Schlumberger 
 
33 
3.3. POZOS DIRECCIONALES 
La perforación direccional está definida como cualquier pozo en el cual el azimut y/o 
inclinación es controlada por el uso de herramientas de fondo para obtener una ruta 
programada del pozo. Este tipo de pozo emplea un mecanismo de orientación en la 
conexión de fondo del agujero (BHA) para controlar la trayectoria de pozo. La 
complejidad de estos pozos es mayor debido a la conexión de fondo del agujero 
(BHA) y a los requerimientos de perforación. Usualmente la velocidad de 
penetración está comprometida por el requerimiento para mantener el control 
direccional y las dificultades para transferir el peso a la barrena. 
Muchas de estas aplicaciones de perforación son ejecutadas en pozos existentes 
para obtener nuevos objetivos en los yacimientos. Estos pozos pueden ser nuevos, 
extensiones, desviaciones del agujero a través de terminaciones existentes o 
desviaciones donde las terminaciones son reparadas. La perforación direccional es 
muy sensible al diámetro interno del agujero existente y la dimensión del agujero. 
Mientras que la dimensión aumenta, el peso transferido disminuye y las condiciones 
de la velocidad de flujo aumentan. Estos pozos también son limitados por las 
herramientas de fondo, las cuales tienen más probabilidad de ser herramientas de 
orientación. 
Cuando se requieren fluidos multifásicos, son asignados unos requisitos adicionales 
en la conexión de fondo del agujero (BHA). Los fluidos multifásicos niegan el uso 
del pulso telemétrico en el lodo para la transmisión de datos por las herramientas 
de fondo del agujero y el uso de fluido impulsado por las herramientas de 
orientación. Estos fluidos de control, energía y transmisión de datos de la conexión 
de fondo del agujero (BHA) es conducida por líneas eléctricas y/o hidráulicas. Como 
el porcentaje de fluido líquido disminuye, los efectos de la humedad de los fluidos 
también disminuyen hasta un punto donde resultarán las fallas en la conexión de 
fondo del agujero (BHA). 
El típico ensamble de fondo del agujero está organizado de la siguiente manera: 
 
34 
Figura 3.2. a. Conector de tubería flexible, b. CV, c. desconector, d, e. paquete de dirección 
e inclinación, f. herramienta de orientación, g. motor de fondo, h. barrena de perforación 
 
 Fuente: Coiled Tubing Engineering Manual - Schlumberger 
Las operaciones económicas de perforación dependen en muchos factores para 
generalizar una comparación entre perforar con tubería flexible y los métodos 
convencionales. Sin embargo, una vez que un pozo específico o proyecto está 
definido, el proyectista puede desarrollar un costo estimado por cada tecnología de 
perforación y realizar una comparación significativa. 
Las evaluaciones técnicas son más fáciles de generalizar, porque un simulador de 
tubería flexible puede evaluar los efectos de diferentes condiciones en una 
operación propuesta de perforación con tubería flexible. 
3.4. CONEXIÓN DE FONDO 
Puesto que cada perfil del pozo tiene su propio objetivo, planear un proyecto 
direccional con tubería flexible, antes del comienzo de una operación actual, es 
probablemente el factor más importante del proyecto. Esta etapa ayudará a 
asegurar que todos los objetivos son reunidos con las herramientas apropiadas. En 
conjunto, la perforación direccional es básicamente perforar un agujero de un punto 
a otro en espacio, de tal manera que el agujero puede ser terminado y usado para 
su propósito destinado. Durante esta fase la limitación de la conexión de fondo y la 
facilidad de perforar la formación deben de considerarse objetivos viables que 
pueden ser obtenidos. 
 
35 
Una conexión de fondo en la perforación direccional para perforar con tubería 
flexible, incluye los siguientes: 
 
1. Conector de la tubería flexible – tipo de cuña o el tipo de hoyuelo 
2. Desconexiones de emergencia – eléctrica, hidráulica o mecánica 
3. Herramienta de orientación para rotar la inclinación subalterna en la 
dirección deseada 
4. Herramienta de dirección 
5. Motor con una inclinación subalterna 
6. Barrena 
La herramienta de dirección mide la inclinación, acimut. La inclinación y el acimut 
determinan la posición actual de la conexión de fondo (BHA) y la herramienta que 
encara la orientación indica la dirección a la que apunta la inclinación subalterna. 
En la configuración anterior, la herramienta de dirección está debajo de la 
herramienta de orientación para que la herramienta de dirección pueda medir la 
orientación de la inclinación subalterna. En algunos casos (con herramientas de 
dirección eléctricas), la herramienta de dirección se localiza sobre la herramienta de 
orientación para evitar introducir conductores eléctricos a través de una herramienta 
rotatoria. En este caso, la clavija mecánica rotatoria transmite la orientación de 
componentes debajo de la herramienta de orientación a la herramienta de dirección. 
Algunas de las primeras conexiones de fondo para la perforación con tubería flexible 
incluyeron un propulsor para incrementar el peso de la barrena y con ello perforar o 
aplicar una fuerza axial más estable para moler. Sin embargo, Estas herramientas 
no son comúnmente usadas hoy en día para la perforación con tubería flexible. 
El ensamblaje de fondo es el conjunto de herramientas que están conectadas a la 
tubería flexible y que permiten la realización de intervención o servicios a pozos o 
el control de los mismos si ocurriese algún inconveniente durante el proceso. A 
continuación, se describirán en forma detallada cada una de las herramientas que 
conforman el BHA: 
 
 
36 
3.4.1. Conector de Tubería Flexible 
Es una herramienta que va en el extremo final de la tubería flexible y proporciona 
medios para unir el BHA al extremo final del Coiled Tubing en operaciones que 
envuelven el uso de motores de fondo y ensamblajes de pesca. Una variedad 
completa de tamaños está disponible desde 1 pulgada hasta 3 ½ pulgadas y diseños 
según su aplicación. 
3.4.2. Válvulas Dobles de Contrapresión 
Es una herramienta tipo cartucho que es enroscada debajo del conector de tubería 
flexible. El diseño de la válvula incluye cartuchos de alta presión que prohíben que 
los fluidos del pozo retornen por la tubería flexible. Ambas válvulas check operan en 
serie para asegurar un sello positivo en todas las condiciones del fondo del pozo. 
Es de tipo flapper (paletas) y permite lanzar balines. 
3.4.3. Desconector Hidráulico 
Esta herramienta