Cuestiones y aspectos técnicos en el
diseño de tuberías para pozos
“shale”
Buenos Aires, 7 al 10 de agosto de 2012
Fabián Benedetto
Agenda
Prácticas comunes en el diseño
Casing de producción
Requerimientos de materiales
Conexiones roscadas
Conclusiones
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Cuestiones y aspectos técnicos en el diseño
de tuberías para pozos “shale”
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Agenda
Prácticas comunes en el diseño
Casing de producción
Requerimientos de materiales
Conexiones roscadas
Conclusiones
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Prácticas comunes en diseños “shale”
Si bien cada “shale” es diferente…
Existen algunas prácticas que son
comunes en los diseños
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de tuberías para pozos “shale”
Source: Tenaris Marketing Department
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Prácticas comunes en diseños “shale”
•
•
•
•
• 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
•
•
•
•
•
•
•
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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 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 ~ 8 -15 °/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).
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Source: Tenaris Marketing Department
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Agenda
Prácticas comunes en el diseño
Casing de producción
Requerimientos de materiales
Conexiones roscadas
Conclusiones
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Requisitos para el casing de producción
Pozo “shale”:
Pozo “convencional”:
• Mega-Fractura a través del
casing con escenario de “screenout” como hipótesis mas
desfavorable para estallido y
tracción
• Pérdida de Tubing en superficie
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
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• 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
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Requisitos para el casing de producción
La fractura hidráulica
gobierna el diseño!!
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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
Pérdida
de carga
en casing
Pérdida de
carga en
punzado
Columna de
fluido
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 15000 psi.
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Requisitos para el casing de producción
Efecto de la temperatura:
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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.
F t   207 . A n .  T
Ft = Carga axial por efecto térmico (lbs)
An = Area transversal de la tubería (pulg2)
T = Variación de temperatura (°F)
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 124200 libras! Esta carga se adiciona al
peso propio del Casing y a la carga de “colgado” que se pudo haber
aplicado.
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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.

.T
Buen
cemento
P = Cambio de presión (psi)
 = Coef de expansión térmica
Tinicial
P 
Fractura
Buen
cemento
BN
BN = Coef de dilatación
Fluido
Expansión térmica
Compresibilidad
Base agua
2,5 x 10-4
2,8 x 10-6
Base petróleo
3,9 x 10-4
5,0 x 10-6
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Pi
Tinicial –100 °F
Pinicial
Pinicial –7800 psi
Buen
cemento
Buen
cemento
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(condiciones ideales)
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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. 100-115,
existe una carga axial máxima por
encima de la cual se genera un colapso
localizado en zona de cuñas.
F   YP A DP




2

2d o
1  1 
2
2

do  di


2
 KA DP

 A
L

   2 d o2
   2
  d  d 2
i
  o
 KA DP

 A
L







  
Slip
Taxial debido
a Fractura
0 .5
Casing
Hanger
Casing
con K 
1   tan 
  tan 
Peso propio + colgado + carga axial inducida por la fractura
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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.
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Zona sin estimular
(presión original)
Zona estimulada por fractura
hidráulica (depletada)
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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.
Todos los modelos simplificados responden
a la siguiente forma:
E = K’.Vn.S/d2 o bien E = K’.Vn.M/d2
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E = Tasa de erosión
K’ = Constante
V = Velocidad del flujo
d = Diámetro interno
S= Concentración de sólidos
M = Caudal de sólidos [g/s]
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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
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
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.
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Requisitos para el casing de producción
Pérdida de espesor por erosión:
Efecto del
“wall loss”
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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)
Cargas de flexión
según severidad
de la curva
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Arrastre por tortuosidad
en la rama horizontal
Arrastre por acumulación de recortes en fondo de pozo
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Prácticas comunes en el diseño
Casing de producción
Requerimientos de materiales
Conexiones roscadas
Conclusiones
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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)
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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
P 110 S
720 hs
(3 probetas)
720 hs
(3 probetas)
720 hs
(3 probetas)
API P110
384 hs, 477 hs, 682 hs
720 hs (3 probetas)
OK
OK
OK
Tenacidad
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Falla
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)
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Prácticas comunes en el diseño
Casing de producción
Requerimientos de materiales
Conexiones roscadas
Conclusiones
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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
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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 postinstalación 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.
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Conexiones roscadas
Complejidad
Baja
Media
Alta
Conexiones API son
aceptadas
Conexiones Premium
son recomendables
Conexiones Premium son mandatorias
P(psi)  4000
4000  P(psi)  8000
Presión
Eagle Ford
Haynesville
Baltic Depression
Barnett
Marcellus
Vienna Basin
8000  P(psi)
Vaca Muerta
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.
Fayetteville
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Casing de producción
Requerimientos de materiales
Conexiones roscadas
Conclusiones
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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”.
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Muchas gracias por vuestra atención!
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