Apuntalantes

AGENTES APUNTALANTES - ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEÑO DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Cuando se hace una fractura en una arenisca (y también en algunos carbonatos) es necesario utilizar un componente que impida que la fractura se cierre completamente una vez terminado el bombeo, y que garantice una conductividad al canal recién creado. Este material es lo que llamamos "agente de sostén", "agente apuntalante" o proppant. Este material debe tener ciertas propiedades físicas y mecánicas, principalmente una alta resistencia a los esfuerzos. También debe resistir a la corrosión, porque en ciertos ambientes hay H2S o CO2 en el fluido de producción, o a futuro se puede prever tratamientos ácidos. El agente de sostén debe tener una gravedad específica lo más baja posible para evitar su segregación y decantación del fluido de transporte en el fondo de la fractura. Como son materiales que se utilizan en gran volumen es muy importante que el costo sea lo más bajo posible.

Conductividad.

El empaque del agente de sostén es el elemento a través del cual va a transitar el fluido producido desde la formación a través de la fractura. Por lo tanto el parámetro más importante será la conductividad en condiciones de fondo de pozo. Recordemos que la conductividad de la fractura es el ancho por la permeabilidad del agente de sostén en condición de fondo y por la altura (kf.w.h). El ancho de la fractura es directamente proporcional a la concentración de agente de sostén dentro de la fractura (no confundirconcentración en la fractura [lb/pie2] con la concentración en el fluido de fractura [PPA o PPG]). Esta concentración, cantidad de agente de sostén por unidad de área, se expresa en libra por pie2 (lb/pie2), y por lo tanto este término es dependiente de la gravedad especifica del material utilizado. O sea, a misma concentración (lb/pie2) el ancho será diferente según el material utilizado. Cuando la industria empezó a fracturar el único agente de sostén disponible era el arena. Entonces se utilizó este término sin posibilidad de confusión, y seguimos utilizándolo hoy. Ahora sería más conveniente hablar de ancho de fractura y no de concentración en lb/pie2 ya que por una misma concentración el ancho dependerá de la gravedad especifica del material. La permeabilidad final de la fractura es función del tipo de agente de sostén, de la concentración alcanzada dentro de la fractura (lb/pie2), de la temperatura del reservorio, de la presión de cierre, de la dureza de la formación (E), de la cantidad de finos, de la calidad del gel utilizado (cantidad de residuo dejado en la fractura), etc. La conductividad necesaria dependerá del fluido a producir, de la permeabilidad de la formación:

• En pozos de gas de baja permeabilidad => conductividad baja

• En pozos de petróleo de alta permeabilidad => conductividad alta

Confinamiento.

Una vez cerrada la fractura el agente de sostén esta sometido (confinado) a una presión ejercida por la formación. En realidad la presión de confinamiento no es toda la presión ejercida por la formación sino la presión de formación menos la presión poral. Entonces la presión de confinamiento se defina como el esfuerzo mínimo, determinado en la presión de cierre, menos la presión poral.

Pconfinamiento = Pcierre - Pporal

Pconfinamiento = (FG x profundidad) - Pporal

Debido a la producción la presión poral disminuye en el tiempo, y con más intensidad en la vecindad del pozo. En consecuencia la presión de confinamiento incrementa en el tiempo y es máxima cerca del pozo, donde también es necesario la mayor conductividad. En caso de pozos producidos por algunos sistemas de bombeo artificial (AIB, PCP, ESP) la presión en el fondo (BHPP) puede ser considerada cero, y entonces:

Pconfinamiento = (FG x profundidad)

Confinamiento - Efecto de la presión.

Figura 1. Comparación de agentes de

sostén sometidos a diferentes esfuerzos

En la Figura 1 vemos una arena utilizada como agente de sostén. Se utiliza normalmente para una presión de confinamiento inferior a los 4000 o 5000 psi. Podemos observar la forma de los granos y que todos son prácticamente del mismo tamaño. En la foto de derecha vemos esta misma arena después de ser sometida a una presión de 10.000 psi, o sea una presión muy superior a la presión recomendada. Podemos constatar cómo parte de los granos se han roto y han formado una cantidad de partículas muy finitas. Si estos finos se quedan dentro del empaque taparan los poros e impedirán el flujo desde la formación. Por lo tanto podemos concluir en la importancia de conocer la presión de confinamiento máxima durante la vida del pozo a la cual será sometida el agente de sostén para poder definir cual usar. Pero en pozos de gas de baja permeabilidad, una fractura empaquetada con esta misma arena parcialmente rota puede tener una conductividad suficiente para producir sin necesidades de utilizar un agente de sostén más caro.

Calidad de las arenas de fractura - Normas API.

Figura 2. Calidad de las arenas

Existen diferentes normas API para los diferentes tipos de agente de sostén, la norma API-RP56 siendo específica para las arenas. Estas normas dan las diferentes especificaciones sobre resistencia a la compresión, resistencia a la corrosión (solubilidad), tamaño y formas de los granos. En la Figura 2 reproducido de la norma vemos la exigencia en cuanto en la forma de los granos de las arenas de fractura. Como la arena es un agente natural que se encuentra en canteras, no todos los granos de la arena son bien redondos, al contrario. Por lo tanto el primer control de calidad será verificar su redondez. Se debe exigir que la forma de los granos de arena, estadísticamente hablando, coincide con los cuatro cuadrados de arriba a la derecha. Si la arena tiene una forma según las líneas inferiores y/o izquierda del cuadro tendremos una arena de mala calidad. A empaquetarse la fractura los granos se acomodaran de tal manera que los poros del empaque tendran una baja permeabilidad. Es este tipo de arena que debemos evitar de comprar.

La forma de los granos se clasifican en:

Esfericidad: representa el grado de comparación entre la forma de los granos de arena y una esfera.

Redondez: mide si las diferentes facetas de los granos se juntan de manera redondeada o no.

Efecto de la concentración.

En la Figura 3 se observa el efecto de la concentración de agente de sostén dentro de la fractura. Este gráfico es sacado de una base de datos de Stimlab. La comparación esta hecha con arena marca Badger de granulometría 12/20. El ensayo se hace tomando dos placas de roca con el agente de sostén en el medio. Estos ensayos permiten tomar en consideración el efecto de empotramiento. Las diferentes concentraciones corresponden a diferentes anchos de fractura. Se hace fluir líquido midiendo diferencia de presión entre entrada y salida. Vemos que, cualquier sea la concentración, cuando la presión de confinamiento pasa los 3000 psi la arena pierde mucho de su conductividad, debido a la rotura de los granos. Además podemos observar la importancia de obtener altas concentraciones de arena para lograr una adecuada conductividad, ya que a baja concentración (0.5 lb/pie2) la conductividad es muy pobre, misma a muy baja presión de confinamiento. Se puede hacer este mismo gráfico con cualquier otro tipo agente de sostén de diferentes granulometrías. Las curvas tendrían comportamientos similares, pero con valores diferentes. Según el proveedor este tipo de ensayo es graficado con conductividad (mD-pie) o permeabilidad (mD) versus presión de confinamiento. En la realidad la permeabilidad final del agente de sostén será todavía menor debido al daño residual que deja el gel dentro de la fractura. Este daño es dependiente de la calidad del gelificante, la cantidad y calidad de ruptor utilizados. Además debido a condiciones como rotura de los granos, disolución, migración de finos, la conductividad cambia también en función del tiempo. Pruebas de flujo/no flujo, para simular periodos de pozo cerrado, mostraron reducciones severas de conductividad.

Figura 3. Efecto de la concentración

Empotramiento .

Si utilizamos bajas concentraciones de agente de sostén tenemos que pensar que parte de la roca se va incrustar dentro del agente de sostén - al menos dentro de la primera capa de agente de sostén en ambas caras de la fractura-. El fenómeno es mayor en formaciones blandas. En la Figura 4 vemos cómo los granos de la formación que son mucho más finos que los granos del agente de sostén penetran adentro. Esto es lo que llamamos empotramiento (o "embedment" en inglés). El ancho perdido por este efecto se puede calcular en función de las propiedades mecánicas de la roca, más blanda es la formación mayor será el empotramiento. También a mayor presión de confinamiento mayor empotramiento. El valor de empotramiento es calculado por los diferentes simuladores, que lo toman en consideración para calcular la conductividad final del empaque.

Figura 4. Efecto del Empotramiento

Podemos calcularlo:

Concentración de agente de sostén en lb/pie2

Cp = 5.2 γ(1 - φp)w

Donde:

γ: gravedad especifica del agente de sostén

φp : porosidad del empaque (fracción)

w : ancho empaquetado

Ancho perdido por empotramiento para esfuerzo > 2000 psi

We = Dp (0.8128 - 0.4191 ln[E])

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