Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale” Buenos Aires, 7 al 10 de agosto de 2012 Fabián Benedetto.

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1 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”
Buenos Aires, 7 al 10 de agosto de 2012 Fabián Benedetto

2 Agenda Prácticas comunes en el diseño Casing de producción
Requerimientos de materiales Conexiones roscadas Conclusiones 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

3 Agenda Prácticas comunes en el diseño Casing de producción
Requerimientos de materiales Conexiones roscadas Conclusiones 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

4 Prácticas comunes en diseños “shale”
Si bien cada “shale” es diferente… Existen algunas prácticas que son comunes en los diseños Source: Tenaris Marketing Department 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

5 Prácticas comunes en diseños “shale”
Casing de superficie totalmente cementado. Profundidad entre 150 y 600 m. Diámetros que van desde 9 5/8” hasta 13 3/8” o mas. Grados de acero y conexiones estándar (API). Casing (s) intermedio (s) parcial o totalmente cementado. Profundidad que puede llegar a 4000 m en algunos casos. Diámetros que van desde 7 5/8” hasta 10 ¾”. Grados y conexiones estándar (API) (generalmente) Pozos construidos con 3 o 4 tuberías Casing de producción (horizontal) parcialmente cementado. Sección lateral variable con promedio en 1200 m aproximadamente. KOP ubicado unos 200 – 300 m por encima del TVD objetivo. DLS con severidad media de ~ °/100’. Diámetros usuales son 4 ½”, 5” o 5 ½”. Grados de aceros que pueden o no ser API. Conexiones roscadas para aplicaciones de alta demanda (Premium). Source: Tenaris Marketing Department 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

6 Agenda Prácticas comunes en el diseño Casing de producción
Requerimientos de materiales Conexiones roscadas Conclusiones 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

7 Requisitos para el casing de producción
Pozo “shale”: Mega-Fractura a través del casing con escenario de “screen- out” como hipótesis mas desfavorable para estallido y tracción Proceso de “flowback” y producción inicial a través del mismo casing como hipótesis mas crítica para compresión y pandeo Rápida depletación y evacuación completa de casing como hipótesis mas desfavorables para colapso Pozo “convencional”: Pérdida de Tubing en superficie como hipótesis mas desfavorable para estallido y tracción Hot shut-in y calentamiento de espacio anular como hipótesis mas crítica para pandeo Evacuación completa de casing como hipótesis mas desfavorables para compresión y colapso 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

8 Requisitos para el casing de producción
La fractura hidráulica gobierna el diseño!! 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

9 Requisitos para el casing de producción
Resistencia al estallido: La formación requiere de alta presión para permitir la ruptura de la roca. Usualmente, estas presiones son más relevantes que la presión del reservorio de gas y someten al revestimiento de producción a importantes esfuerzos circunferenciales. Conocida la presión de tratamiento en fondo (BHTP) la presión en superficie (WHTP) se calcula tomando como referencia las demás presiones que intervien:  WHTP = BHTP + Ppipe + Pperf – Phyd Durante la estimulación, la peor carga que se considera es un posible “arenamiento” durante la fractura, lo cual implica un súbito incremento en la presión a sostener por el casing. En la actualidad, el rango de presiones que se maneja se ubica entre 8000 y psi. Pérdida de carga en casing Pérdida de carga en punzado Columna de fluido 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

10 Requisitos para el casing de producción
Efecto de la temperatura: 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

11 Requisitos para el casing de producción
Efecto de la temperatura en las cargas axiales: Debido a la diferencia de temperatura entre el gradiente geotérmico y el fluido frío inyectado en la fractura se generan altas cargas de tracción que pueden derivar en rupturas del tubo o conexión. Nótese entonces que la tensión en el Casing se incrementa 207 libras por cada grado de enfriamiento, con lo cual para un Casing típico OD 5 ½”, cuya área transversal oscila en 6 pulg2, un enfriamiento de 100 °F genera una carga axial de libras! Esta carga se adiciona al peso propio del Casing y a la carga de “colgado” que se pudo haber aplicado. Ft = Carga axial por efecto térmico (lbs) An = Area transversal de la tubería (pulg2) T = Variación de temperatura (°F) 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

12 Requisitos para el casing de producción
Efecto de la temperatura en fluidos confinados: Como es sabido, cuando se calienta un fluido, el mismo tratará de expandirse a un nuevo volumen, si se encuentra en un espacio confinado, aumentará la presión. El efecto opuesto ocurre cuando se lo enfría. Buen cemento Fractura Buen cemento P = Cambio de presión (psi)  = Coef de expansión térmica BN = Coef de dilatación Tinicial Pinicial Tinicial –100 °F Pinicial –7800 psi (condiciones ideales) Pi Buen cemento Buen cemento 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

13 Requisitos para el casing de producción
Colapso en cuñas por carga axial: Tomando como referencia el trabajo de Reinhold, W. B. and Spiri, W. H. “Why Does Drill Pipe Fail in the Slip Area?”, World Oil, October 1959, pp , existe una carga axial máxima por encima de la cual se genera un colapso localizado en zona de cuñas. Taxial debido a Fractura Peso propio + colgado + carga axial inducida por la fractura con 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

14 Requisitos para el casing de producción
Colapso del casing: Estos pozos se agotan rápidamente y terminan a una presión muy inferior a la presión inicial del yacimiento. Tomando en cuenta esta característica, en zonas del pozo vacinas del área estimulada, subsiste la presión externa cercana a la condición original, mientras que la presión interna ha disminuido sustancialmente. Zona sin estimular (presión original) Zona estimulada por fractura hidráulica (depletada) 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

15 Requisitos para el casing de producción
Pérdida de espesor por erosión: Tratando de evaluar la erosión en trabajos de mega-fracturas nos encontramos con el dilema para inferir como se va a afectar la integridad del casing frente a una posible pérdida de material. Al respecto, sobre la base de ciertas asunciones, se puede arribar a resultados indicativos (de índole cualitativo) acerca la severidad de cada caso. E = Tasa de erosión K’ = Constante V = Velocidad del flujo d = Diámetro interno S= Concentración de sólidos M = Caudal de sólidos [g/s] Todos los modelos simplificados responden a la siguiente forma: E = K’.Vn.S/d2 o bien E = K’.Vn.M/d2 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

16 Requisitos para el casing de producción
Herramienta de inyección Pérdida de espesor por erosión: Se utilizan modelos simplificados: Modelo Salama  E = (0,182.W.V2,0.D)/(d2.ρm) Modelo DNV  E = 2,5x10-5.V2,6.mP/d2 Según se indica en la bibliografía, el uso del modelo de Salama ajusta para condiciones de flujo solo de líquidos y en áreas que implican curvas hasta 5 o bien disrupciones de flujos. Se estima que el daño por erosión encontrado en aquellas áreas en donde se experimenta un cambio de flujo es (aproximadamente) un orden de magnitud mayor que la erosión en el tubo recto. W = Caudal de arena [kg/día] D = Tamaño de la arena [micrones] ρm = Densidad de la mezcla [kg/m3] mP = Caudal másico de arena [kg/s] Casing Area expuesta a sufrir erosión 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

17 Requisitos para el casing de producción
Pérdida de espesor por erosión: Efecto del “wall loss” 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

18 Requisitos para el casing de producción
Cargas debido a instalación: Carga de torsión generada durante la rotación de la tubería (corrida en el pozo o cementación) Cargas axiales alternativas (maniobras o reciprocado) Arrastre por tortuosidad en la rama horizontal Cargas de flexión según severidad de la curva Arrastre por acumulación de recortes en fondo de pozo 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

19 Agenda Prácticas comunes en el diseño Casing de producción
Requerimientos de materiales Conexiones roscadas Conclusiones 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

20 Casing de Producción (sin presencia de H2S)
Requerimiento de materiales Para las secciones superiores del pozo (Casing de Superficie, Intermedio), los grados API J55, K55 y N80 son los más utilizados para estas secciones. Para el casing de producción, con mucho mayor solicitación, se utilizan principalmente grados de 110 ksi de fluencia o superior. Casing de Superficie Casing Intermedio Casing Intermedio Casing de Producción (sin presencia de H2S) 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

21 Requerimiento de materiales
El grado API P110 es adecuado para el casing de producción, siempre y cuando no exista la posibilidad de exponer el material a la presencia de H2S. Esto ha generado la necesidad de materiales con cierta resistencia a la fragilización por hidrógeno, con lo cual, se han desarrollado grados que tienen mejor resistencia a la rotura frágil. Resistencia a la rotura frágil Metodo A pH=3.5 pH=4.5 pH=5.5 Metodo A pH=3.5 90% SMYS ppH2S=0.07 bar ppH2S=0.1 bar ppH2S=0.1 bar 85% SMYS ppH2S=0.03 bar 720 hs 720 hs 720 hs 384 hs, 477 hs, 682 hs P 110 S API P110 (3 probetas) (3 probetas) (3 probetas) 720 hs (3 probetas) OK OK OK Falla Tenacidad Charpy transversal en Joules/cm2 (Area dúctil en %) Temp @0°C @-10°C @-20°C @-40°C @-60°C P 110 S 137 (100) 135 (100) 131 (100) 130 (100) 107 (80) 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

22 Agenda Prácticas comunes en el diseño Casing de producción
Requerimientos de materiales Conexiones roscadas Conclusiones 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

23 Conexiones roscadas Los primeros desarrollos se llevaron a cabo utilizando conexiones API (LC y BC) para la totalidad de las tuberías. Con el tiempo, adquiriendo aprendizaje, está bien aceptado en la industria que las conexiones API son aptas para las tuberías de superficie e intermedias, pero no son adecuadas para la tubería de producción. Para esta parte del pozo se necesitan conexiones de mayor rendimiento y confiabilidad, ya que, por experiencia de la práctica, el mayor porcentaje de fallas durante fractura se producen en uniones. Source: Hydraulic Fracturing Failure Analysis Casing Optimization by Brian Schwind. Shale Gas Drilling & Completions Conference. Houston, 26th & 27th May 2010 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

24 Conexiones roscadas Actualmente, el casing de producción se especifica con conexiones Premium que garanticen prestaciones superiores. En función de las cargas alcanzadas durante la estimulación, se necesitan uniones roscadas con garantía de estanqueidad así como también riesgo nulo de desenchufe, todo esto en condiciones post- instalación que implican entrega de alto torque durante el viaje hacia fondo de pozo. En la etapa de producción y posterior agotamiento del reservorio, se necesita buena capacidad de compresión y también resistencia al colapso, en otras palabras, las conexiones necesitan ser herméticas al gas estando bajo carga de compresión. 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

25 Conexiones roscadas Complejidad Baja Conexiones API son aceptadas Media Conexiones Premium son recomendables Alta Conexiones Premium son mandatorias Vienna Basin P(psi)  4000 4000  P(psi)  8000 8000  P(psi) Vaca Muerta Eagle Ford Presión Los valores de “P” son solo indicativos y pretenden brindar una idea del rango de presiones de fluencia inicial. Tratandose de “shale” gas las conexiones API pueden presentar problemas de fugas aún a bajas presiones. Haynesville Baltic Depression Barnett Marcellus Fayetteville Profundidad 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

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Requerimientos de materiales Conexiones roscadas Conclusiones 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

27 Conclusiones El diseño de tuberías en pozos construidos para operar yacimientos “no convencionales” queda determinado por el nivel de presión interna (fractura) y la trayectoria elegida para explotar el reservorio (flexión + torsión). Cuestiones puntuales de la operación de fractura, tales como efecto térmico e impacto en carga axial deben ser cuidadosamente analizados. Las conexiones API son percibidas como adecuadas para los tramos de superficie e intermedia. Conexiones Premium (o semi-Premium) son necesarias para el Casing de producción de modo de proveer estanqueidad (fractura y producción), capacidad de torque y confiabilidad Grados API o grados de mejores prestaciones se seleccionan según la demanda del pozo. Por lo general material de 110 ksi se utiliza para el casing de Producción debido a su alta resistencia mecánica. La presencia de ambiente corrosivo, sobre todo H2S, han puesto la necesidad de materiales con mejor respuesta frente al riesgo de “cracking”. 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”

28 Muchas gracias por vuestra atención!
Preguntas? 18/11/2018 Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño de tuberías para pozos “shale”