Pozo Aguarague xp-1: Diseño de tuberías

IV Jornadas de Perforación "Ing Eduardo Giúdici"
Buenos Aires, 16 y 17 de Noviembre de 1995
Pozo Aguarague xp-1: Diseño de tuberías
Autores:
Ernesto Alaniz - Tecpetrol S.A.
Daniel Ghidina - Siderca S.A.
John Barrios - Parker Drilling Co.
Abstract
La zona norte de Argentina, mas especificamente la zona de la Sierra de
Aguarague es históricamente un área bastante difícil de perforar debido a
problemas de pozo causados por pérdidas de circulación, elevados ángulos
de buzamiento de formaciones, que causan problemas de desviación, y
formaciones con sobrepresiones provocadas por esfuerzos residuales, entre
los mas importantes.
En el pozo Aguarague xp-1 perforado hasta la formación Santa Rosa, el
diseño del casing fue una de las partes mas criticas debido
fundamentalmente a dos razones: 1) una correcta selección del zapato de
cada tubería debía permitir un diámetro adecuado de pozo para alcanzar la
profundidad final; además de tener la posibilidad de uso de otros diámetros
alternativos en caso de encontrar problemas, y 2) las severas condiciones
del pozo, tales como perdidas de circulación, desviación, largo tiempo de
rotación, hicieron que se tuviera gran cuidado en el cálculo de los parámetros
de diseño de cada tubería. Una complicación adicional fue el diseño de los
diámetros grandes, donde en algunas tuberías se tuvo que asumir
condiciones de carga menos comprometidas, para obtener así factores de
diseño adecuados.
En el presente trabajo detallaremos el método utilizado para determinar la
profundidad de los zapatos y la forma en que fue realizado el diseño de las
tuberías utilizadas en el pozo Aguarague xp-1.
Introducción
Para el diseño de la tubería hubo que determinar primero las profundidades
de fijación de cada zapato y luego hacer el análisis de las condiciones de
carga de cada una de ellas. Como punto de partida se analizaron los pozos
perforados en el área para determinar las zonas de posibles problemas y
obtener los valores de densidad de lodo, presión de formación, y gradiente de
fractura. Estos datos fueron obtenidos de los perfiles sónicos de pozos
anteriores y de los reportes de perforación.
La buena correlación entre los datos históricos y los generados aumentaron
la confianza en el diseño del casing realizado.
Desarrollo
1
Antecedentes
La revisión histórica mostró zonas de severas pérdidas de circulación en las
formaciones Tranquitas y Tupambi, las cuales corresponden a las Eras
Cenozoica y Mezozoica respectivamente (Fig 1). Se trata de conglomerados
y arenas de baja consolidación. Los valores de presión de formación basados
en las densidades de lodo, mostraron una tendencia normal.
La formación Tarija esta compuesta por diamictitas (fangolitas con granos de
cuarzo diseminados), y arenisca. Es dura y muy abrasiva en los tramos de
diamictitas-cuarzo. Los problemas de desviación se originan en la alternancia
de tramos duros y blandos. Además el incremento del diámetro del pozo
frente a las arenas hace que queden sin sustentación los tramos de
diamictitas-cuarzo provocando el aprisionamiento de la tubería de
perforación.
La formación Tupambi es abrasiva y produce perdidas de circulación
parciales debidas a fisuras y diaclasas. En otros pozos, se han producido
pegamientos por presión diferencial. Debido a que la formación tupambi se
repite luego de entrar a la siguiente formación (Los Monos), se tuvo que
poner especial atención a este pase, ya que de entubar el pozo dejando al
descubierto el Tupambi se hubiera provocado la fractura en esa zona al
utilizar las altas densidades necesarias para atravesar Los Monos.
La próxima sección del pozo, la formación Los Monos perteneciente al
periodo Devónico de la era Paleozoica mostró que tenía un incremento
gradual de la presión de poro desde la tendencia normal hasta 14.0 ppg
(1680 gr/lt).
Los antecedentes también mostraron zonas de severo
desmoronamiento debido a formaciones arcillosas con estados de esfuerzos
residuales y sobrescurrimientos que resultan en aprisionamientos de la
tubería. Próxima a la base de esta formación hay una arena, llamada
"Arenas del terror" que sirve como guía de su finalización. De confundirse
esta arena con la siguiente formación, llevaría a la pérdida de un diámetro de
tubería.
La formación Los Monos es la sección clave del diseño de tuberías por los
problemas
que
presenta
de
inestabilidad,
desmoronamientos,
ensanchamientos, sobrepresiones, desviación, y pronto envejecimiento. En
esta zona de la Sierra de Aguarague, nunca se había podido fijar el zapato de
la tubería 9 5/8" en la base de esta formación.
La siguiente sección, la formación Huamampampa, era uno de los objetivos.
Huamampampa es también perteneciente al período Devónico de la era
Paleozoica. Los antecedentes mostraron que esta formación es reservorio de
hidrocarburos y productora en el área. Si bien las areniscas cuarciticas que la
componen tienen muy baja porosidad, sus movimientos han originado fisuras
y fracturas, donde están alojados los hidrocarburos.
Las dos ultimas secciones del pozo, Icla y Santa Rosa también Devónicas,
eran los otros objetivos.. No hay mucha información disponible de estas
formaciones. Los reportes de unos pocos pozos que han penetrado en ellas
2
están incompletos. Basados en esta información, se asumió una presión de
formación levemente superior a la normal.
Todo indicaba entonces que era un área muy difícil y que el alcance de los
objetivos fijados dependía en gran medida de una correcta planificación del
pozo. Luego del análisis de los antecedentes, entre los problemas mas
importantes se detectaron: 1) Zonas de altas desviaciones causadas por
formaciones con alto buzamiento que provocan patas de perro y desgaste de
casing; 2) formaciones que se repiten provocando sobreposición de estratos
y por lo tanto confusión en los pases de formación, 3) Formaciones arcillosas
desmoronables y con estados de esfuerzos residuales que provocan
deslizamientos que resultan en aprisionamientos de la tubería; 4) Pérdidas de
circulación que provocaron aprisionamientos y mala cementación en las
tuberías intermedias; y 5) en las tuberías de producción, ademas de las
pérdidas de circulación hubo que considerar la posibilidad de encontrar CO2.
Presión de formación / Gradiente de Fractura
Sabemos que los registros sónicos pueden ser utilizados para la evaluación
de presiones anormales en lutitas. Como el tiempo de tránsito debería
disminuir a medida que aumenta la profundidad (compactación), en las lutitas
presurizadas el tiempo de tránsito aumentará debido al mayor espacio poral
causado por la sub-compactación.
Debido a que no se encontró un registro sónico continuo, se combinaron y
extrapolaron los perfiles sónicos del Ag 3 y Cu x-2b.
Se pudo entonces generar las curvas de presión de formación y gradiente de
fractura utilizando las ecuaciones de Terzaghi y Barrios. Aun cuando no se
disponía de un perfil sónico continuo, la curva obtenida dio una idea general
de las presiones esperadas.
La técnica para generar la curva de presión de formación/gradiente de
fractura fue la siguiente:
En un diagrama semilogaritmico se graficaron puntos seleccionados del
registro sónico (Δt) versus profundidad. Se determinó entonces la tendencia
de compactación, donde la pendiente fue obtenida por iteración utilizando la
siguiente ecuación:
(1) Y = A + [B * ln X]
donde :
Y = Profundidad (pies)
A = Pendiente (Constante)
B = Pendiente (Constante)
X = Δt a la profundidad Y
Una vez obtenida la tendencia normal, estos valores fueron usados para
determinar la presión de poro en cada uno de los puntos seleccionados,
utilizando para ello la ecuación de Barrios:
(2) Pporo = [10 (1+ Log Δt obs - Log Δt norm) - 1]
donde:
Pporo = Presión de Poro en densidad de lodo equivalente(EMW), ppg.
Δt obs = Tiempo de transito obtenido del registro sónico. (10-6 seg/pie).
3
Δt norm = Tiempo de transito de la linea de tendencia normal obtenida de
la ecuación anterior. (10-6 seg/pie)
Mediante la aplicación de esta ecuación se pudo trabajar directamente con la
relación de tiempos de transito.
Para determinar el gradiente de fractura fue utilizada la correlación de
Terzaghi:
(3) GFrac = [((μ / 1 - μ) * (Gcomp - Gform)) + Gform ]
donde:
GFrac = Mínimo gradiente de fractura horizontal (psi/ft).
μ
= Relación de Poisson.
Gcomp = Gradiente de Compactación (psi/ft).
Gform = Gradiente de presión de formación (psi/ft).
El Gradiente de Compactación fue determinado promediando las densidades
de roca de varios perfiles de pozos en el área.
La presión de poro, el gradiente de fractura y el gradiente de compactación
fueron graficados versus la profundidad para generar las curvas de presión
de formación/gradiente de fractura. (Fig 2).
Con estas gráficas se eligieron las profundidades de asentamiento para cada
tubería del xp-1.
Debido a la falta de datos, la curva utilizada para el diseño, no fue calibrada y
los valores generados fueron estimados. El coeficiente de Poisson fue
estimado en 0.2. Sin embargo, la curva muestra presiones normales en casi
todo el pozo, con algunas zonas de presión anormal en la formaciones
Tupambi y Los Monos; y otras con leve sobrepresión como Icla y Santa Rosa.
Esto coincide con que en el área se han encontrado zonas productivas en el
Tupambi y también en "Las Arenas del Terror" de la formación Los Monos.
Con los perfiles realizados al xp-1 se generó una curva real de presión de
poro/gradiente de fractura . Esta curva muestra valores muy cercanos a los
realmente encontrados en el pozo. (Fig 3).
Diseño de tuberías
Adicionalmente a lo dicho, hubo otros tres importantes requerimientos para
tener en cuenta en el diseño de las tuberías. Ellos fueron: 1) terminar con
liner de producción de 5", 2) completación dual con 2 tubing de 3 1/2", y 3)
considerar un liner de perforación de contingencia en la formación Los
Monos.
Con la información disponible y los requerimientos citados, fue seleccionado
el siguiente esquema de tuberías para el pozo :
Pozo Programado
4
30"
100
24"
1040
18 5/8"
2500
3200
16"
3880
11 3/4"
4290
9 5/8"
4880
5500
7"
5"
Este esquema programado tuvo algunas modificaciones que explicaremos en
cada uno de los casos. (Fig 4).
La tubería conductora de 30" en 100 metros, fue diseñada para proveer la
suficiente resistencia a las cargas que se aplicarían para soportar al resto de
las tuberías. Además esta tubería sería la primera arma de control de pozo
en caso de surgencia porque permite que sea instalado un sistema de
desviación de flujo.
La tubería de superficie de 24" fue programada en 1040 metros. Tomando
como referencia los gráficos de Presión de Formación/Gradiente de Fractura,
esta tubería no soporta las presiones provocadas por la densidad del lodo si
la consideramos totalmente evacuada internamente. Sin embargo, teniendo
en cuenta que las curvas de Presión de formación/Gradiente de Fractura no
están calibradas y que las experiencias anteriores indicaban que no había
zonas de perdidas de circulación y si de sobrepresiones, se eligió colocar el
zapato de la tubería de 24" de manera de aislar el pozo hasta la formación
Tarija.
Haciendo una verificación con los valores realmente encontrados se observó
que la densidad para el siguiente tramo no supera el gradiente de fractura en
el zapato de esta tubería.
La tubería Intermedia de 18 5/8 fue programada en 2500 metros, en el tope
de la formación Los Monos. La fijación de esta tubería era critica. Tanto la
curva de presión de formación como los antecedentes, indicaban densidades
de lodo del orden de 14.0 ppg (1680 gr/lt) para la siguiente formación. Esta
5
tubería debía aislar las zonas superiores de pérdidas y además proveer sello
en el zapato cuando se perforen las arcillas de alta presión de la formación
inferior.
El liner de perforación de 16" fue programado en 3200 metros en la formación
Los Monos por dos razones. 1) Tener una tubería adicional en caso de que el
zapato de 18 5/8" no soporte la presión provocada por la alta densidad, y 2)
aislar zonas de altas presiones que podrían provocar aprisionamientos. La
formación Los Monos tiene dos secciones bien definidas por sus diferentes
presiones. En la sección superior el principal inconveniente es el incremento
del ángulo de desviación del pozo. A medida que se avanza hay que ir
aumentando la densidad del lodo, lo que provoca una disminución en la
penetración y por lo tanto un envejecimiento del pozo con la consecuente
caída de paredes y los indeseados aprisionamientos de las tuberías. Esto
lleva a una situación cada vez mas peligrosa a medida de que se avanza en
profundidad. Por este motivo se programó, como contingencia, la colocación
de una tubería adicional en esta formación.
A pesar que los antecedentes indicaban que en muy pocos pozos se ha
atravesado la formación Los Monos sin colocar una tubería adicional; se
intentaría no utilizar este casing. Los problemas observados en otros pozos
durante la perforación de la formación Los Monos fueron: desviación,
derrumbes de pozo, perdidas de circulación, aprisionamientos, rotura de
tuberías, envejecimiento del pozo, y combinación de estos. Finalmente no
hubo necesidad de utilizar este liner de contingencia.
El liner de perforación de 11 3/4" fue programado en 3880 metros para aislar
completamente la formación Los Monos y así poder disminuir la densidad del
lodo cuando se perfore la formación Huamampampa.
Este casing debería proteger la primera zona de producción del pozo
(Huamampampa) del las altas densidades utilizadas para perforar la
formación anterior (Los Monos).
La tubería de producción de 9 5/8" fue programada hasta 4290 metros para
aislar la formación Huamampampa; primera zona esperada de producción.
Esta tubería debería contener la alta presión de superficie esperada y
además permitir la instalación del tubing dual de producción. Era de vital
importancia para el proyecto llegar con 9 5/8" a la base de Huamampampa.
El liner de producción de 7" fue programado a 4880 metros para aislar la
formación Icla. La curva de presión de formación indicaba una posible
densidad de 11.5 ppg (1380 gr/lt), mientras que en la siguiente formación
(Santa Rosa) se preveía un gradiente normal. Conociendo que Santa Rosa
es una formación fracturada y por lo tanto no soporte esta alta densidad, se
decidió aislar la formación Icla.
La tubería final programada fue un liner de 5" en 5500 metros. Este diámetro
permitiría utilizar herramientas normales en la terminación del pozo.
Factores de diseño
6
Para realizar la verificación del diseño mecánico de las tuberías se utilizó un
modelo triaxial de diseño. Fueron verificadas y evaluadas varias condiciones
de carga para cada tubería, de acuerdo con los criterios mencionados mas
arriba. De estas, se seleccionaron las mas críticas en cada caso. (Fig 5).
Criterios de Diseño
Los criterios generales adoptados fueron los siguientes:
a) Presión Interna. Para las tuberías de conducción, superficie y liner de
perforación se calculó la presión interna en superficie como la presión
hidrostática en el fondo de la siguiente profundidad menos una columna de
gas de 0.12 psi/pie desde el zapato y hasta superficie. Como presión externa
se consideró llena con fluido de 9.0 ppg. Para las tuberías de producción, la
presión interna en superficie fue calculada tomando la presión hidrostática en
el fondo del pozo menos una columna de gas de 0.12 psi/pie hasta superficie.
b) Colapso. Para las tuberías de conducción, y superficie se asumió la
condición 1/3 evacuada desde la profundidad de la siguiente tubería.
De considerar la misma condición para las tuberías de 18 5/8" y 11 3/4",
hubiéramos tenido un coeficiente de diseño al colapso en 3807 m. (zapato de
11 3/4") de 0.73. Se consideró entonces la condición de llena internamente
con agua y fluido de perforación en el anular. La densidad adoptada fue de
8.33 ppg (1000 gr/lt). Fueron evaluadas otras alternativas, como por ejemplo
incrementar el espesor de la tubería y el diámetro externo. Un incremento del
espesor hubiera complicado el tramo de 9 5/8", y con un aumento de
diámetro (a 11 7/8") el coeficiente de diseño al colapso seguia siendo inferior
a 1.0, por lo tanto no se obtenia beneficio.
La solución adoptada permitió entubar este casing conociendo los riesgos
que la operación implicaba y tomar las acciones necesarias para evitar
inconvenientes.
En el caso de las tuberías de producción se consideró a las tuberías
totalmente evacuadas.
c) Tensión. Se consideró el efecto de flotación. Se utilizo el menor valor de
fluencia, ya sea si la unión o el tubo eran la parte más débil. Se consideró el
efecto de la presión interna.
d) Von Mises. Se analizó para cada caso el gráfico de tensiones de Von
Mises, calculando el nivel de esfuerzos en términos de presión interna o
externa y la fuerza axial. El Coeficiente de Diseño de Von Mises obtenido da
la relación entre el limite de fluencia del material y el nivel de tensiones
analizado triaxialmente.
Condiciones de Servicio
Tubería de 30". Esta tubería fue sobredimensionada por dos motivos: 1) la
corta longitud lo permitía y 2) se debe tener en cuenta que es la primera
tubería del pozo y de la que dependerá el resto. Se eligió entonces un
espesor de 0.75", que da un peso de 234.3 Lb/pie. Los factores de diseño a
7
tracción y colapso considerando peso propio y totalmente evacuado son
elevados.
En la siguiente tabla se podrán ver las condiciones de servicio y estados de
carga analizados para cada una de las tuberías.
Tubería
24"
18 5/8"
11 3/4"
9 5/8"
7"
5"
Nota:
Condiciones de Servicio
Estados de Carga Considerados
Como Cementada
P. Interna: 9.1 ppg
P.Externa: Lodo-cemento
1/3 Evacuada - 2674m.
P. Interna: 1/3 evacuada
P.Externa: Presión de formación
Test de Presión
P. Interna: test de presión
P.Externa: Presión de formación
Reemplazada por gas
P. Interna: Reemp. por gas de 0.12 psi/pie
P.Externa: lodo de 9.0 ppg
Como Cementada
P. Interna: 9.6 ppg
P.Externa: Lodo-cemento
1/3 Evacuada - 4258m.
P. Interna: 1/3 evacuada-4258m.
P.Externa: lodo de 9.6 ppg.
1/3 Reemplazada - 4258m.
P. Interna: 1/3 reemplazada-4258m.
P.Externa: Presión de formación.
Test de Presión
P. Interna: test de presión
P.Externa: Presión de formación
Como Cementada
P. Interna: 14.1 ppg
P.Externa: Lodo-cemento
Llena con agua.
P. Interna: Llena con agua de 8.3 ppg
P.Externa: lodo de 14.1 ppg.
1/3 Reemplazada - 4258m.
P. Interna: 1/3 reemplazada-4258m.
P.Externa: Presión de formación.
Como Cementada
P. Interna: 8.2 ppg
P.Externa: Lodo-cemento
Perdida en tubing en superficie
P. Interna: pérdida en sup.
P.Externa: presión de formación
Totalmente evacuada
P. Interna: evacuada
P.Externa: 8.2 ppg
Como Cementada
P. Interna: 10.2 ppg
P.Externa: cemento
Perdida en tubing en superficie
P. Interna: pérdida en sup.
P.Externa: presión de formación
Totalmente evacuada
P. Interna: evacuada
P.Externa: 10.2 ppg
Como Cementada
P. Interna: 10.0 ppg
P.Externa: cemento
Perdida en tubing en superficie
P. Interna: pérdida en sup.
P.Externa: presión de formación
Totalmente evacuada
P. Interna: evacuada
P.Externa: 10.0 ppg
En todos los casos se consideró el efecto
de la Temperatura
Fueron analizadas todas las condiciones de servicio de la tabla anterior para
encontrar las condiciones críticas, o sea los estados de carga para los cuales
las tuberías están mas solicitadas. Con estos se calcularon los factores de
diseño para cada una de las tuberías. En la tabla siguiente se podrá ver el
resumen del resultado de ese análisis:
8
DIAM
ZAPATO
PESO
Pulg.
m.
Lb/pie
30
0109
FACTO RES
Tipo
Tensión
234.3 Colapso
Factor
22.8
4.79
P.Interna
DE
Prof.
DISEÑO
Condición de Servicio Critica
0000 Peso propio.
0109 Evacuada total.
771 psi de la tubería.
V.Mises
24
18 5/8
11 3/4
9 5/8
7
5
1155
2674
3807
4258
5021
5324
Tensión
189.0 Colapso
2.56
1.04
0000 Reemp. por gas.
1155 1/3 Evacuada desde 2674
P.Interna
2.56
1155 Reemp. por gas.
V.Mises
2.39
0891 1/3 Evacuada desde 2674
Tensión
139.0 Colapso
3.25
1.06
0000 1/3 Reempl.-3807m.
2674 1/3 Evacuada - 4258m.
P.Interna
1.45
2674 Reemp. por gas.
V.Mises
1.60
2674 Reemp. por gas
Tensión
65.0 Colapso
6.65
1.05
2579 Test de presión - 8000psi
3807 Llena con agua de 8.3 ppg
P.Interna
1.84
2674 Reemp. por gas.
V.Mises
1.65
3807 1/3 Evacuada - 4258m.
Tensión
53.5 Colapso
2.06
1.34
100 Pérdida en tub. en sup.
4258 Evacuada total.
P.Interna
1.08
4258 Pérdida en tub. en sup.
V.Mises
1.24
4258 Pérdida en tub. en sup.
Tensión
32.0 Colapso
6.73
1.24
4258 Pérdida en tub. en sup.
5021 Evacuada total.
P.Interna
1.45
4258 Pérdida en tub. en sup.
V.Mises
1.48
4258 Pérdida en tub. en sup.
Tensión
18.0 Colapso
1.48
5324 Evacuada total.
P.Interna
1.88
5324 Pérdida en tub. en sup.
V.Mises
1.64
5324 Evacuada total.
Estas condiciones de carga estan representadas en las elipses de la Fig 6
para cada tubería.
Conexiones
Para las tuberías de diámetros grandes ( 30", 24", 18 5/8") se eligieron
conexiones que permitan un enrosque seguro y una buena operación en boca
de pozo.
En los liners de 11 3/4", 7" y 5" se eligieron conexiones del tipo "flush", esto
es con diámetro externo similar al diámetro del tubo, con el objetivo de
facilitar la bajada y lograr una mejor cementación. Cabe aclarar que estaba
previsto un liner de contingencia de 16" luego de 18 5/8", por este motivo la
tubería de 11 3/4" debía tener una unión con diámetro reducido.
La principal tubería del pozo es la de 9 5/8", porque es la tubería de
producción que llega hasta la boca de pozo y por lo tanto la que está
sometida a mayores solicitaciones, como se vio cuando se analizaron las
condiciones de servicio. En esta tubería, se seleccionó una unión tipo "flush"
en la zona inferior debido a que tenía que pasar por el interior del liner de
11 3/4", y una unión premium con cupla en la parte superior debido a que se
necesitaba una mayor resistencia a la tracción, condición que no se podía
satisfacer con una conexión de diámetro reducido.
9
Conclusiones
El pozo Aguarague xp-1 fue perforado hasta la formación Santa Rosa a 5324
metros de profundidad cumpliendo con los objetivos fijados.
Fue necesaria una correcta planificación ya que los antecedentes de pozos
anteriores indicaban que la zona es muy difícil y que presenta múltiples
complicaciones.
Un adecuado diseño de las tuberías era la clave para llevar a buen término
esta obra. El diseño de tuberías implica la adecuada selección de la
profundidad de cada zapato y el adecuado diseño mecánico de cada una de
las tuberías de modo de que resistan los esfuerzos y condiciones a que
estarían sometidas.
Mediante la información obtenida de los perfiles sónicos y extrapolación de
valores de pozos anteriores se pudo construir la curva de presión de
formación/fractura. Esta fue la base sobre la cual se construyó el diseño del
pozo.
El diseño de las tuberías fue realizado con sumo cuidado y evaluando todas
las condiciones de carga. De este dependía cumplir con el primer objetivo de
entubar la formación Huamampampa con 9 5/8" y con el segundo, de
terminar el pozo con un liner de 5" en la formación Santa Rosa.
El programa de diseño triaxial fue una excelente herramienta para evaluar las
condiciones de servicio y analizar los estados de carga de cada una de las
tuberías.
Tanto las tuberías como las uniones seleccionadas que se utilizaron en el
Aguarague xp-1 cumplieron el objetivo propuesto.
Bibliografía
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Tubing Design Analysis. R. Johnson, M. Jellison, E. Klementich. OTS Inc.
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