Un desafío poco convencional: ¿Se pueden detener las fallas del revestimiento durante la fracturación hidráulica?

Los productores de esquisto de todo el mundo han aprendido en los últimos años que no pueden dar por sentada la integridad del pozo.

Durante los tratamientos de bombeo a presión, la interacción de la fracturación hidráulica y la geomecánica de la formación está deformando e incluso cortando la carcasa de acero. En el peor de los casos, esto significa que algunos operadores han perdido el acceso a secciones largas de un pozo antes de que produzca un solo barril de petróleo.

En gran medida, esto no se considera un desafío entre pozos similar a los impactos de fracturación. Más bien, se considera que son fenómenos dentro del pozo. El problema puede tomar varias formas y no tiene un controlador universal.

George King, consultor independiente y líder técnico en fracturación hidráulica, señala que no todos los activos no convencionales se ven afectados, lo que indica que la geología y la comprensión de la estructura de la roca son importantes. Sin embargo, la información que ha recopilado de los operadores clientes muestra que en ciertos campos de petróleo de esquisto y de arenas compactas de EE. UU., entre el 20 % y el 30 % de los pozos horizontales se ven afectados en algún grado.

"A veces es con el soporte de cemento, ya veces es con el revestimiento mismo", dijo King, enumerando dos de las causas principales del problema. Agregó que la deformación de la carcasa es "un artefacto de algún daño que estamos viendo en este momento en el ámbito de la fractura y [durante] el período de tiempo de la fractura".

Una versión comúnmente reportada del problema surge después de que se han fracturado solo unas pocas etapas en el extremo de un pozo horizontal. A medida que se bombea otro tapón en el fondo del pozo para continuar con la terminación, de repente se detiene entre 1000 y 5000 pies antes de su objetivo. Esto podría suceder en la curva, o podría estar en algún lugar profundo del lateral.

A menudo, la deformación se describe como ovalización. Si una restricción consume mucho más de una décima parte de una pulgada del diámetro interno original de la tubería, existe la posibilidad de que las etapas no estimuladas más allá del punto de parada se pierdan debido a los métodos convencionales de conexión y perforación. A veces, este destino se puede evitar utilizando cañones de disparos de perfil delgado, pero aún se necesitan otras tecnologías de aislamiento para reemplazar los tapones convencionales.

Los operadores no convencionales en China, Argentina, Canadá y EE. UU. han enfrentado el problema. En respuesta, la comunidad técnica ha intensificado recientemente los esfuerzos de colaboración en conferencias de la industria para encontrar respuestas.

En China, el problema parece estar más generalizado por pozo. Las compañías petroleras nacionales que trabajan en la cuenca de Sichuan, el área no convencional más activa del país, han informado que más del 40% de los pozos de gas han experimentado deformaciones o fallas en la tubería de revestimiento. Al igual que sus contrapartes estadounidenses, los operadores chinos generalmente se dan cuenta del problema durante una ejecución de herramientas posterior a la fractura.

La argentina Vaca Muerta tampoco es inmune. Un artículo técnico de 2015 en coautoría de investigadores de Chevron e YPF (URTeC 178620) considera que el corte y las restricciones del revestimiento son comunes y "extremadamente perjudiciales para el rendimiento del pozo".

Al explicar por qué el problema está surgiendo hoy, más de una década después de la revolución del esquisto, los expertos se apresuran a señalar que muchas cosas han cambiado desde los primeros pozos perforados horizontalmente y fracturados hidráulicamente.

"Hoy en día, el problema es que no están haciendo solo cuatro o cinco fracturas", como hicieron los operadores durante los albores de la exploración no convencional, explicó Arash Dahi-Taleghani, profesor asociado de ingeniería petrolera en la Universidad Estatal de Pensilvania. "A veces, tienes de 150 a 200 fracturas que están muy juntas y las tasas de inyecciones son altas". Agregó que las nuevas tecnologías de desvío también podrían estar desempeñando un papel, ya que su trabajo es generar presiones cerca del pozo. "Todas estas cosas pueden ejercer demasiada presión sobre la carcasa, como no ocurría antes".

Dahi-Taleghani ha estudiado el lado estadounidense y chino del problema. Dijo que las teorías sobre la deformación de la carcasa aún están evolucionando, pero afirmó que hay múltiples causas.

Pueden funcionar de forma independiente, pero es mucho más probable que una combinación de condiciones se esté alineando para poner en peligro la integridad del pozo. Los mecanismos desencadenantes más ampliamente reconocidos reflejan que tanto la buena planificación como la naturaleza tienen un papel que desempeñar.

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Una advertencia que se transmite a los productores de esquisto es que sus modelos económicos a menudo pasan por alto estos problemas basándose en la suposición de que la falla de la tubería de revestimiento es un resultado de bajo riesgo. —ese tipo de cosas— mayor es el riesgo de que el pozo falle antes de que pueda obtener un retorno", enfatizó King. "Eso va a cambiar sus cálculos de valor presente neto".

En julio pasado, más de 200 profesionales de la industria se reunieron en una sala en la Conferencia de tecnología de recursos no convencionales (URTeC) en Denver, donde un panel compuesto principalmente por consultores de la industria ofreció información sobre los problemas de integridad de pozos inducidos por la fracturación hidráulica. Los ingenieros petroleros aprovecharon la oportunidad para hacer docenas de preguntas a los expertos.

Varias consultas se centraron en cómo remediar las fugas de la carcasa. ¿Se debe usar un parche de revestimiento o un apretón de resina? Si se detecta una fuga durante la fracturación (indicada por una caída de presión inesperada), ¿debería detenerse el bombeo? ¿O es mejor seguir bombeando y esperar que la arena cubra el agujero?

¿Qué tan fuerte debe ser el cemento? ¿El cemento espumado absorbería mejor algunas de las fuerzas de corte? ¿Podrían las bacterias corrosivas que viven en el depósito estar exacerbando el colapso del revestimiento? ¿Pueden mejorar las predicciones mediante el uso de modelos integrados que tengan en cuenta la geomecánica, la calidad del cemento y las cargas del revestimiento?

Una persona hizo quizás la pregunta más importante: ¿Es posible eliminar las fallas de la carcasa? La respuesta a eso es no, al menos no en todos los escenarios. La respuesta a muchas de las otras preguntas es "depende".

La industria permanece en una posición en la que describir el problema es más fácil que describir qué hacer en respuesta. Esto se debe en parte a la falta de información disponible públicamente. Y no todos comparten las mismas experiencias. Algunas compañías pueden estar viendo el problema en un pozo al año, otras pueden verlo en más de una docena.

Fuera de los estudios de casos de China, los productores de esquisto han producido pocos documentos relevantes sobre el tema en los últimos años. La mayor parte de la información sobre la ovalización y la deformación de la tubería de revestimiento proviene del ámbito marino, donde la compactación del yacimiento debido a la producción y la inyección ha sido un problema conocido durante décadas.

Pero la falta de intercambio de conocimientos dentro del sector no convencional lo ha dejado sin un consenso sobre las mejores prácticas, o un conjunto sólido de ejemplos de campo que demuestren estrategias de mitigación efectivas. Sin embargo, pronto se conocerá más información.

En la Conferencia de Tecnología de Fracturación Hidráulica (HFTC) de la SPE del próximo mes en The Woodlands, Texas, un panel de operadores presentará estudios de casos sobre los efectos que tiene la fracturación hidráulica en la integridad de los pozos en varias cuencas. Las compañías de petróleo y gas que presentarán sus hallazgos incluyen Shell, BP, ConocoPhillips, Encana (que pronto pasará a llamarse Ovintiv) y XTO.

Terry Palisch, asesor de ingeniería global de Carbo Ceramics y director técnico de terminaciones de SPE, ayudó a organizar tanto el panel URTeC como el próximo HFTC. Para él, el objetivo principal ha sido convencer a los operadores de que ahora es el momento de comenzar a compartir información.

"Somos conscientes de las sensibilidades", dijo, "pero este es un problema de la industria que debemos resolver, y solo lo resolveremos si trabajamos juntos".

Palisch agregó que, como ha sido el caso con los impactos de fractura, el sector del esquisto tiende a acelerar la colaboración fructífera en el momento en que los esfuerzos de remediación comienzan a aparecer. El panel de HFTC aclarará si el sector está llegando a este punto con respecto a las fallas de las carcasas.

Las estrategias de estimulación actuales y su efecto en el yacimiento son, a todas luces, los principales impulsores de la deformación del revestimiento en las formaciones de esquisto.

Las prescripciones de terminación actuales exigen la aplicación de altas presiones de fondo de pozo, un rango que se extiende desde 8000 psi hasta 14 000 psi. Dentro del yacimiento, estas presiones no siempre se aplican de manera uniforme.

Los modelos han mostrado durante mucho tiempo a los operadores que sus estimulaciones dan como resultado las llamadas fracturas de dos alas que son aproximadamente simétricas. Pero gracias a diagnósticos como los estudios microsísmicos, se entiende bien que las fracturas de dos alas son una rareza. La norma es la fracturación asimétrica, especialmente en escenarios de relleno.

En casos extremos, Dahi-Taleghani dijo que algunos pozos en China han visto entre el 80% y el 90% del impacto de la energía de estimulación en solo un lado de la roca del yacimiento. El tema fue el tema de un documento que presentó recientemente en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual (ATCE) de la SPE en Calgary (SPE 195944).

"Cuando está empujando hacia un lado, desarrollará algunas tensiones de corte", explicó, y agregó que "la carcasa es muy fuerte en términos de tensión de tracción o tensión de compresión, pero no tanto cuando se trata de tensiones de corte".

Un evento de cizallamiento no siempre corta un pozo, como lo indica la palabra, pero puede deformar la tubería lo suficiente como para cerrar esencialmente el pozo. En el ejemplo chino, los investigadores concluyeron que cuando se activaban tales mecanismos de falla, la fractura de las etapas posteriores exacerbaba la deformación de la carcasa.

Su propuesta fue utilizar nuevos flujos de trabajo y un modelo 3D de la Tierra para comprender mejor cómo reaccionaría el yacimiento ante la fracturación asimétrica. Además, el estudio argumenta que un mejor modelado permite un "diseño de espaciado racional" y que acoplarlo con el monitoreo microsísmico en tiempo real ayudará a los operadores a mitigar activamente las fallas de la carcasa.

Presionar hasta niveles extremos también puede hacer que la tubería se hinche hacia afuera una centésima de pulgada. Tal expansión puede parecer pequeña, pero es significativa.

"A medida que continúa con las operaciones de disparos y fracturas, recupera esa presión nuevamente, por lo que está ciclando la presión hacia abajo [el casing] durante la duración del trabajo de fractura, y cada vez que hace eso, está expandiendo esa tubería ", dijo el rey. Y cuando la tubería se expande y se contrae una y otra vez, se abre la puerta a los problemas de fatiga.

Luego está el tema de la temperatura y su efecto en la carcasa de acero. Las temperaturas de fondo de pozo en un pozo de esquisto pueden exceder los 200 °F, mientras que los fluidos de fracturamiento generalmente se bombean a temperaturas superficiales que en un día cálido pueden ser de 70 °F a 80 °F.

Cam Matthews, investigador asociado de la empresa de ingeniería C-FER Technologies, con sede en Edmonton, señaló que el diferencial en un día frío podría ser de hasta 200 °F (es decir, agua de inyección de 50 °F y temperatura del depósito de 250 °F) .

"Cada vez que inyecta fluido frío a altas tasas durante un período razonable, está transmitiendo esa temperatura superficial al fondo del pozo", explicó. "Esto afecta al tubular desde el punto de vista de la carga mecánica, especialmente cuando se suma a todas las demás tensiones".

La variación de temperatura también pone la tubería en tensión, lo que si no fuera por el cemento, retraería la tubería hacia arriba tanto como 20 a 30 pies. arriba. King explicó que esto provoca un movimiento de "avance y retroceso" de la carcasa, momento en el que "se entra en una carga dinámica y carga puntual de esa tubería".

Aunque están a medio mundo de distancia, la cuenca de Sichuan y Vaca Muerta comparten una característica importante: se encuentran a la sombra de dos de las cadenas montañosas más grandes del mundo. En China, es el Himalaya, mientras que en Argentina son los Andes.

Ambos rangos levantan el tejido geológico de las dos cuencas de esquisto como una tienda de campaña, creando fuerzas tectónicas severas y zonas de fallas. Cuando no se tiene en cuenta, esto podría significar la perdición de pozos multimillonarios.

Si una falla cerca de un pozo se activa y se desliza, entonces la tubería de revestimiento de acero está a merced de los movimientos de la Tierra. Este problema se ha informado principalmente en China.

Dahi-Taleghani dijo que, después de años de problemas, los operadores chinos ahora evitan el corte relacionado con fallas al dedicar más tiempo a detectar zonas peligrosas. Su próximo curso de acción es no colocar grupos de fracturamiento dentro de los 200 a 250 pies a cada lado de una falla. Aparte de los datos sísmicos, Dahi-Taleghani dijo que las fallas pueden ser "huellas dactilares" durante la perforación, ya que se correlacionan fuertemente con eventos de pérdida de circulación.

Las principales fuentes de preocupación en los EE. UU. y Canadá se centran en el proceso de construcción de pozos, lo que, por un lado, significa que la forma de un pozo es un factor. Si un pozo horizontal presenta una curva dogleg demasiado pronunciada, o demasiadas ondulaciones pronunciadas a partir de entonces, entonces la tubería de revestimiento está destinada a sufrir un factor de estrés llamado carga puntual o carga no lineal.

En términos simples, cuanto más pronunciada sea la pata de perro, mayor será el potencial de fatiga de la carcasa. Para comprender la carga puntual en este contexto, es útil imaginar cómo se debilita un sujetapapeles y finalmente se dobla o se rompe cuando se dobla repetidamente hacia adelante y hacia atrás.

La severidad de la pata de perro informada suele ser del orden de 7 ° a 10 ° por cada cien pies. Sin embargo, esta medida puede ser engañosa ya que incluye solo los puntos entre el inicio de un tramo de tubería y el final. Cuando se toman mediciones continuas dentro del pozo, se han registrado curvas de más de 30° por cada cien pies.

Es poco probable que los intervalos de tubería largos se muevan más allá de ángulos tan agudos, y mientras que los intervalos cortos pueden hacerlo, están sujetos a cargas puntuales o no lineales a medida que se mueven en el fondo del pozo. Perforar trayectorias más suaves y suavizar secciones de ondulaciones se encuentran entre las recomendaciones que se discuten para reducir la cantidad de puntos de tensión a lo largo de la tubería de revestimiento.

La carga puntual también deja de ser una preocupación cuando se logra un trabajo de cementación de calidad. Sin embargo, la definición de "calidad" ha sido objeto de debate en el parche de esquisto desde el inicio de la cementación de pozos horizontales.

King dijo que desde el punto de vista del aislamiento zonal, la mayoría de los trabajos de cemento hacen su trabajo. Menos seguro dentro del sector de esquisto es si la mayoría de los trabajos de cemento soportan la tubería de la carga no uniforme impuesta por el yacimiento.

Y aunque una carcasa más fuerte puede parecer un remedio obvio, eso no es lo que piden las personas que estudian el problema. Paredes más gruesas y el uso de acero de mayor calidad no siempre resolverán estos problemas y, a menudo, son opciones poco prácticas desde un punto de vista económico.

"La tubería de revestimiento representa alrededor del 20 % al 30 % del costo total del pozo; es una gran cantidad de dinero y, debido a problemas constantes de presupuesto, los operadores optan por pagar el costo mínimo de diseño de cualquier pozo", Christine Noshi, ingeniera petrolera que investigó la integridad de la carcasa en recursos no convencionales como parte de su programa de posgrado en la Universidad de Texas A&M.

Noshi, ahora pasante en la división de software Landmark de Halliburton, presentó sus hallazgos sobre la predicción y prevención de fallas de revestimiento el año pasado en la Conferencia Internacional de Tecnología del Petróleo en Beijing (IPTC 19311). Entre sus conclusiones se encuentra que el sector del esquisto carece de las herramientas computacionales necesarias para escalar la predicción de fallas en la tubería de revestimiento.

"Todo tiene que ser ingresado por el ingeniero", explicó. "Actualmente, no existe ningún software que automatice el proceso, incluso el flujo de trabajo más simple para diseñar una sarta de revestimiento, o que le indique que existe un mayor riesgo de falla en esta sarta o que le brinde alertas sobre peligros potenciales".

Matthews también argumenta que los métodos de diseño tradicionales simplemente se ven abrumados por la cantidad de complejidades involucradas en entornos no convencionales. En su mayor parte, los cálculos que se utilizan hoy en día se centran directamente en el estrés.

"Usted determina sus tensiones permisibles, determina cuáles serán las cargas, luego le asigna un factor de seguridad y la vida es buena", dijo, y agregó que el único inconveniente es que este flujo de trabajo simple solo se aplica realmente al convencional. mundo. "Los ciclos severos de presión y temperatura y las cargas (deformaciones) inducidas por el movimiento de formación potencial definitivamente representan diferentes condiciones de carga y consideraciones de diseño en estos pozos que no son tradicionales".

Matthews dijo que la cementación podría mejorarse girando la tubería de revestimiento, una práctica normal en los pozos verticales. Sin embargo, la rotación de tuberías rara vez se realiza en el sector no convencional debido en parte a las preocupaciones sobre los impactos inherentes a la fatiga por flexión y la carga torsional que tiene en las conexiones de tuberías.

Esta compensación también destaca que las conexiones de tuberías se consideran otra fuente común de fallas en la tubería de revestimiento, especialmente en las secciones de construcción de los pozos de esquisto horizontales. C-FER es una de varias empresas representadas en un comité API que se ha establecido para revisar los estándares de la industria para conexiones de revestimiento. El comité formado recientemente ayudará a decidir si es necesario redactar nuevos protocolos de calificación de conexión para su aplicación en dichas aplicaciones de pozos horizontales (SPE 194369).

Por su propia naturaleza, las fallas de la carcasa suelen ser difíciles de diagnosticar. A veces, esto se debe a que la etapa culpable es inaccesible en el momento en que se detecta el problema. Pero las nuevas tecnologías han hecho que sea más fácil ver los problemas. Dos de las empresas que lideran esta carga son EV y DarkVision.

En 2018, el especialista en diagnóstico visual EV se asoció con Anadarko Petroleum (adquirida el año pasado por Occidental Petroleum) para implementar un sistema de cámara de fondo de pozo que se integró con una herramienta de calibre de varios dedos. El proyecto, descrito como el primero de su tipo y detallado en un documento compartido en la HFTC del año pasado (SPE 194252), demostró cómo la combinación de datos visuales y mediciones de calibre ofrece certeza sobre el origen de las deformaciones de la carcasa.

Anadarko eligió ejecutar el sistema en uno de sus pozos del oeste de Texas después de que se descubrió una obstrucción mientras bombeaba un tapón y una pistola de disparos.

El sistema encontró docenas de collares de carcasa que habían perdido parte de su diámetro interno original. De ellos, se descubrió que cuatro collares habían sufrido una ovalización severa. Los collares normales en el pozo mostraron un diámetro promedio de 3,92 pulgadas, mientras que los collares deformados promediaron 3,71 pulgadas. El collar más cercano a la profundidad colgada tenía solo 3,46 pulgadas de diámetro y otro ubicado a unos 200 pies de distancia era aún más estrecho con 3,18 pulgadas. .

Anadarko utilizó el conjunto de datos duales para concluir que, en este caso, el impulsor detrás de las deformaciones estaba aplicando un torque excesivo. Esto fue respaldado por el hecho de que también se observó ovalización de 1 a 2 pies por encima de cada uno de los collares anómalos.

En lugar de cámaras, DarkVision utiliza tecnología de escaneo acústica para capturar imágenes de todo el pozo a medida que su herramienta se mueve a través de uno. Los operadores han acudido a la puesta en marcha de tecnología con sede en Vancouver para analizar la erosión de los disparos. En el curso de ese trabajo, la compañía también encontró problemas inesperados de integridad del pozo, incluido el primer pozo en el que se ejecutó la herramienta.

"Había un gran agujero allí, y no estábamos seguros de que hubiera una perforación, aunque no se alineaba con el lugar donde se suponía que estaban las perforaciones", recordó Stephen Robinson, director ejecutivo de DarkVision. "Resultó que los datos se alinearon muy bien con el lugar donde se colocaron los enchufes".

En ese primer despliegue se encontraron cinco huecos en la carcasa; suficiente para persuadir al operador de considerar un tipo diferente de enchufe en el futuro. No todos los tapones fallaron en este pozo o en pozos posteriores, pero DarkVision solo ha registrado tales defectos donde se colocaron los tapones. "Por la misma razón por la que las perforaciones se erosionan, se filtra el apuntalante y eso crea una ruta de fuga cada vez más grande", explicó Robinson.

Dichos pozos de revestimiento pueden provocar grandes caídas de presión durante la fracturación hidráulica, lo que reduce la energía de estimulación que se entrega a la matriz de esquisto.

DarkVision también ha visto varios pozos donde la erosión del tapón cortó los cables de fibra óptica conectados al exterior de la carcasa. El diagnóstico de alta definición cuesta alrededor de $ 1 millón por pozo y se encuentra entre las tecnologías más delicadas que se utilizan en el fondo del pozo. Un corte en la fibra se confirma fácilmente haciendo coincidir el punto en el que se descubrió un agujero con el lugar donde los datos de la fibra dejan de transmitirse. “No sabes dónde va a comenzar, o dónde va a terminar, o qué etapas afectará. Pero cada vez que conectas un tapón, tienes la posibilidad de romper tu fibra”, dijo Robinson.

SPE 184868 Una investigación de causalidad para las fallas observadas de la carcasa que ocurren durante las operaciones de fracturamiento por Neal Adams, Neal Adams Services, et al.

IPTC 19331 Enfoques de minería de datos para la predicción y prevención de fallas en la carcasa por Christine Noshi, Texas A&M University, et al.

SPE 194369 Desarrollo de un método de evaluación para conexiones de revestimiento utilizadas en pozos fracturados hidráulicamente por Kirk Hamilton, C-FER Technologies, et al.

SPE 195944 Impacto del volumen de roca estimulado asimétrico en la deformación del revestimiento en fracturamiento de etapas múltiples; Un estudio de caso de Hao Yu, Southwest Petroleum University, et al.

URTeC 178620 Análisis del comportamiento de interferencia en el desarrollo de petróleo de esquisto de Vaca Muerta, campo Loma Campana, Argentina por Milena Rimedio, YPF, et al.

SPE 194252 Restricción lateral larga diagnosticada por combinación de cámara y calibrador en un tractor E-Line en una carrera por Allison Lay, Anadarko, et al.