Conexiones de alta resistencia para perforación extendida Características, consideraciones y opciones

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1 Conexiones de alta resistencia para perforación extendida Características, consideraciones y opciones Publicado en Revista Petróleo Internacional Julio 2007 La perforación de pozos extendidos plantea una serie de retos entre los que se cuentan las conexiones de doble resalto, el corte de tubería en los preventores BOP y posibles fallas en la unión del BHA. En el siguiente artículo presentamos características, consideraciones y algunas ofertas en el mercado para responder a estos desafíos. La perforación de largo alcance es una metodología costosa y compleja que desalienta a muchos operadores. En años en que el precio del petróleo no superaba los US$ 30, pocas compañías se embarcaban en este tipo de emprendimientos y abandonaban los yacimientos a pesar de la certeza que podían tener sobre la presencia de hidrocarburos. Pero al nivel actual de los precios del crudo, y gracias principalmente a una relativa estabilidad mostrada durante los últimos dos años, los operadores vuelven a considerar los yacimientos abandonados y a investigar y desarrollar tecnologías que le brinden rentabilidad en perforaciones complejas. La perforación de largo alcance, conocida en el ambiente como ERD, depende de un buen trabajo de sísmica anterior, que permita garantizar la existencia del yacimiento, y ciertas características que ofrezcan indicios sobre la rentabilidad del pozo. La perforación ERD implica una inversión sumamente costosa y como tal, requiere minimizar las incertidumbres. El alcance y la longitud total de los pozos ERD está aumentando, colocando demandas significativas en la tecnología avanzada de sartas de perforación. Se requieren soluciones creativas para superar los diferentes retos de esta tendencia de ERD. Un trabajo presentado en la reciente conferencia OTC por investigadores de Grantt Prideco, BP y GlobalSantafe expone una serie de factores tecnológicos y operacionales que se deben considerar dentro de las operaciones ERD. Entre los factores mencionados cabe destacar los siguientes: Materiales de avanzada tales como los compuestos, aluminio y titanio que mejoran las propiedades de relación resistencia / peso, así como aceros de ultra alta resistencia para la tubería y otros componentes de la sarta. Conexiones de doble resalto con resistencia a la torsión alta, velocidades más rápidas de viaje y mejor comportamiento hidráulico para mejorar la eficiencia de la perforación. Selección y utilización apropiada de superficies endurecidas para prolongar la vida útil de las sartas, asegurar la integridad del pozo minimizando el desgaste del revestimiento, y limitar el torque y arrastre al reducir la fricción entre la sarta de perforación y las paredes del pozo. Los riesgos y costos asociados con los grandes proyectos ERD justifican la consideración de conexiones de BHA avanzadas y los esfuerzos logísticos necesarios para su implementación. Conexiones de doble resalto Dentro de las tecnologías desarrolladas para permitir una perforación ERD más segura y rentable, se destacan las uniones de alto torque, en particular las de doble resalto, y las sartas de perforación de materiales más livianos y resistentes. Estas tecnologías permiten disminuir la cantidad de viajes así como las pegas de tuberías y un gran número de costos relacionados con paradas y retrasos. Sin embargo, no es una tecnología estándar y su costo es significativamente mayor.

2 Los nuevos desarrollos en los tubulares de perforación avanzan rápidamente y ofrecen tecnologías permisibles para el avance continuado de la industria en la perforación de pozos de largo alcance. Para permitir la perforación de alto torque, que se presenta en la perforación de largo alcance en pozos direccionales y horizontales, los investigadores ponen mucha atención a la tecnología de las conexiones en la tubería de perforación. Las uniones de alto torque de primera y segunda generación han estado a disposición de la industria por varios años. Las de segunda generación han sido la selección general para los pozos ERD más significativos por un buen número de años. Hoy se habla de conexiones de tercera generación para torque súper alto. Estas conexiones incorporan roscas dobles que reducen hasta en un 50% el número de giros necesarios para lograr su acople. Una empresa que se ha especializado en perforaciones ERD es Grant Prideco, la cual ofrece una integración vertical que incluye las sartas de perforación, las conexiones y otros accesorios de perforación. La conexión de Grant Prideco de doble resalto GPDS (por Grant Prideco Double Shoulder) suministra un comportamiento mejorado sin necesidad de utilizar procedimientos de manejo y corrida especiales. Las características de enroscado de las uniones GPDS son similares a las de las conexiones API. Las dos conexiones giran libremente desde la iniciación hasta la posición manual de ajuste. En la posición manual de ajuste, el resalto externo hace el contacto. Este resalto es el sello primario para la unión como en el caso de la unión API. Cuando la conexión se hace desde la posición manual hasta la posición de ajuste mecánica, la caja se comprime, la base del pin se dilata elásticamente y el resalto secundario de torque se engancha. El resalto secundario de torque permite una distribución mejorada de la carga a través de toda la sección roscada y suministra un incremento en la capacidad de torsión cuando se compara con las conexiones convencionales de las conexiones API rotatorias con resalto. Puesto que las funciones del resalto secundario son sólo las de un freno para el torque, y no un sello a presión, se puede tolerar un pequeño daño en el resalto sin que se afecte en forma adversa el comportamiento de la conexión. La conexión de Grant Prideco GPDS ofrece las siguientes ventajas: Capacidad mejorada de torque comparada con API. Más desgaste en el OD antes de degradarlo. Es intercambiable con API. Eficiencia hidráulica mejorada. Conexión con diámetro interno continuo. Las conexiones de doble resalto de Grant son una unión rotatoria con resalto disponible para tubería de perforación en rangos de 2 3/8 hasta 6 5/8 de pulgada. La GPDS ofrece una alternativa versátil al diseño de conexiones API convencionales cuando se desea resistencias de torsión más altas y el desgaste de la unión es deseable. La GPDS es intercambiable completamente con la correspondiente contraparte de API FH o NC. GPDS es una conexión probada que suministra una capacidad de torsión incrementada, promueve una configuración más eficiente y tolera un desgaste mayor de la unión que las uniones convencionales rotatorias API.

3 Capacidad de torque mejorada Las características especiales del cuerpo de la tubería, la unión de la tubería y la interfase entre la unión y el cuerpo de la tubería se combinan para producir una mejoría sustancial en las características de fatiga de las conexiones. De hecho, en las experiencias evaluadas por Grant Prideco, las uniones sobrepasaron la duración tanto del acero como del titanio a los que estaban acoplados, por lo que no se podía determinar un límite de resistencia para las conexiones. Las conexiones GPDS ofrecen una capacidad de torque significativamente mayor que las conexiones API convencionales del mismo tamaño. La resistencia adicional suministra el torque necesario para perforar a profundidades extendidas, o en ambientes que demandan mejor comportamiento. Las conexiones GPDS suministran un 20 a 50% más de torque cuando se comparan con las API de las mismas dimensiones. Como resultado, las conexiones GPDS pueden resistir diámetros internos de mayor diámetro que los conjuntos con conexiones API, lo que mejora la eficiencia hidráulica sin sacrificar la resistencia a la torsión disponible, o el desgaste permitido. Por otra parte, debido a su capacidad de torsión incrementada, las conexiones GPDS extienden en forma considerable la vida de la unión tolerando un mayor desgaste en el OD. La conexión GPDS tiene la misma forma de rosca y es intercambiable con su contraparte API. No obstante, es importante tener en cuenta que el resalto secundario para el torque del pin pasa de largo sin apoyarse en la parte posterior de la caja de la conexión API porque que la GPDS incorpora un resalto secundario interno para torque. Una cadena es tan fuerte como el más débil de sus eslabones dice un adagio popular. En este sentido, intercambiabilidad significa que las conexiones se ajustan entre sí, se enroscan y funcionan pero las propiedades de funcionamiento estarán limitadas a las de la conexión API. Por ejemplo, una conexión GPDS38 es intercambiable con la NC38, y la GODS53 intercambiable con la 5 ½ FH, pero cuando se ajustan entre sí, la NC y la FH, limitan las propiedades del comportamiento respectivamente. Otra ventaja de esta tecnología es que las conexiones de alta resistencia, por su doble resalto, incrementan la resistencia a la torsión y permiten la optimización dimensional de la unión más conveniente para la resistencia a la torsión del cuerpo de la tubería. Las conexiones GPDS se pueden configurar con un diámetro externo OD menor y un diámetro interno ID más grande comparados con la conexión API convencional sin sacrificar la capacidad de torsión. Esta característica permite utilizar una tubería de perforación de mayor diámetro para mejorar el comportamiento hidráulico. El diseño de la GPDS de doble resalto también suministra un diámetro interno ID parejo a través del conjunto de la conexión acoplada. No existe diferencia o cambio en el diámetro interno ID de la caja al pin, lo que crea un flujo de fluidos más suave, con menos turbulencia, eliminando adicionalmente la posibilidad de atrapar cemento y cortes de perforación. Aplicaciones de las conexiones para alto torque Las nuevas tecnologías y técnicas novedosas permiten a los operadores alcanzar metas antes inimaginables dentro de la industria de la explotación del petróleo y el gas. La frontera de los hidrocarburos se desplaza no solo hacia el fondo del mar o hacia territorios geográficamente complejos, sino que podemos perforar pozos cada vez más profundos o -utilizando técnicas y tecnologías especiales- lograr pozos altamente desviados para llegar a yacimientos complejos.

4 Cabe destacar una diferencia entre perforación de pozos de alcance extendido (ERD, por Extended Reach Drilling) de la perforarción a gran profundidad (UDD, por Ultra Deep Drilling). Las sartas para ERD deben ser diseñadas para alto torque y baja tensión, mientras que las de UDD deben soportar altas tensiones y un torque inferior. Una de las empresas de vanguardia en el desarrollo de tecnologías que permiten llevar más allá la frontera de hidrocarburos en términos de ERD y UDD es Tenaris. Con centros de investigación en Argentina, Italia, Japón y México, esta empresa ha desarrollado algunos de los productos tubulares más novedosos como Tenaris Blue Dopeless y Nearflush, y otras conexiones para aplicaciones profundas y ultraprofundas y para ambientes de alto riesgo. Los esfuerzos de investigación y desarrollo de Tenaris se complementan con soluciones de soldadura, codos y otros componentes para sistemas submarinos. Recientemente, Tenaris participó en la implementación de la primera tubería de revestimiento direccional costafuera en el mundo. Como parte de su alianza global con ConocoPhillips, Tenaris suministró tubería de revestimiento de OD de 10 ¾ y 7 ¾ con conexiones Premium TenarisBlue para el proyecto Eldfisk Bravo, que representa una gran innovación tecnológica en perforación costafuera. Utilizando la tecnología tubular en un novedoso sistema llamado perforación direccional lado a lado del cabezal del pozo y el revestimiento, ConocoPhillips perforó el primero de dos pozos independientes desde un conductor único en la forma de Revestimiento de Perforación Direccional. Esta tecnología depende del comportamiento de las conexiones del revestimiento, las cuales son llevadas a sus límites de diseño en términos de fatiga y resistencia al torque. Con anterioridad al proyecto y con el fin de garantizar el comportamiento de las uniones TenarisBlue en un ambiente tan riguroso, la resistencia de las conexiones a la fatiga fue probada en un laboratorio independiente en los Estados Unidos de acuerdo con las especificaciones del cliente. Todos los productos fueron fabricados según las especificaciones sobre servicios de propiedad de Tenaris y con roscas en las conexiones TenarisBlue especialmente modificadas. También durante la utilización inicial de los productos en el Mar del Norte, Tenaris suministró los servicios técnicos y el cuidadoso monitoreo de la totalidad del proceso. Este fue el primer pozo en utilizar la nueva tecnología y esperamos futuras oportunidades para su uso nuevamente explicó Tomás Castiñeiras, gerente comercial técnico de Tenaris Oilfield Services. Siguiendo la exitosa implementación en el primer pozo, los representantes de Tenaris recibieron una carta de ConocoPhillips. esta es la primera vez en el mundo, que el revestimiento en la perforación direccional se ha realizado costafuera, afirmó el cliente. Las conexiones Tenaris Blue han sido diseñadas para escenarios de perforación complejos y agresivos, con condiciones de alta temperatura, alta presión, altas tasas de curvatura donde se esperan encontrar cargas de alta compresión como crudo pesado, H2S, CO2 y pozos horizontales y desviados. Otros problemas asociados Además de la tecnología de las conexiones y el material de las sartas (tema que no abordamos en esta edición pero que da para toda una serie de artículos en esta publicación), existen una serie de retos operacionales asociados a la perforación de pozos altamente extendidos. Uno de ellos se refiere al corte de la tubería en los preventores BOP. La resistencia y la dureza de las

5 sartas de perforación que usan los nuevos materiales pueden exceder en ciertos casos la capacidad de corte de los preventores de reventones. Para responder a esta situación los fabricantes de BOP han tomado algunas medidas. Una medida en particular ha sido la de efectuar numerosas pruebas de corte en tuberías de diferentes OD, espesor de pared, grado y dureza. Algunos estudios indican incluso que los requisitos de presión de corte están vinculados más directamente con la relación dureza/ductibilidad que con la misma resistencia de la tubería, aunque la resistencia cedente también tiene su influencia. La tendencia en las sartas de perforación ERD es la de incrementar las resistencias cedente y tensil, y aumentar la ductibilidad del material, que impactan en forma adversa la capacidad de los BOP para cortar la tubería en forma exitosa y confiable. Basados en estas pruebas los fabricantes de BOP han modificado sus fórmulas de predicción para los requerimientos de corte. Chandler insiste en que es importante durante el proceso de planeación de un pozo ERD que los ingenieros evalúen totalmente la capacidad de los BOP para cortar exitosamente la tubería de perforación. Otro reto operacional que enfrentan los operadores de ERD se refiere al riesgo que representa una falla en la unión del Conjunto de Fondo de Pozo (BHA). Al considerar el costo de las fallas de la sarta de perforación o del BHA en los pozos ERD, es esencial que la tecnología avanzada sea aplicada para minimizar los riesgos a que se está expuesto. La preocupación particular en los pozos de largo alcance es el riesgo de fallas en las conexiones del BHA. Los viajes en ERD profundos son costosos y las operaciones de pesca no exitosas seguidas por las desviaciones del pozo son todavía más costosas. En respuesta a esta necesidad, los fabricantes de sartas de perforación han desarrollado conexiones de doble resalto en BHA con el fin de maximizar el comportamiento a la fatiga y permitir la transmisión por telemetría. Estas conexiones mejoradas han sido sometidas a verificaciones de diseño a través de un análisis de elementos finitos, fatiga a escala total, pruebas de torsión y roscado y desenroscado, y pruebas de campo en programas de perforación agresivas con vibración excesiva en el BHA. La mejoría de por lo menos nueve veces en la vida útil a la fatiga y la reducción del riesgo justifica el uso de esta conexión no solo en sartas de perforación con telemetría, sino también en BHA convencionales en programas de perforación agresivos tales como los de ERD. Referencias Jellison, Michael; Chandler, Brett; Payne,Mike; Shepard, Jeff: Drillstring Technology Vanguard for Owrld-Class Extended-Reach Drilling. Offshore Technology Conferente, Houston GPDS. Grant Prideco Double Shoulder Connection. Houston Prime Time for Premiun Connections. Tenaris News, 11/06. Tenaris Participates in World's First Offshore Casing Directional Drilling. Tenaris, Mayo 2007.