¿Cree que sabe adónde va el apuntalante durante la fracturación? Basado en pruebas recientes: no apueste por ello

Los ingenieros de terminación han descubierto algunas reglas generales sobre cómo fluye el apuntalante en base a décadas de experiencia.

Ese conocimiento se puso a prueba cuando GEODynamics creó una prueba de superficie fracturada que ofrecía una recreación de tamaño completo y presión total de un diseño de escenario creado por su patrocinador inicial, PDC Energy.

Antes de que se bombeara la primera prueba de la compañía de servicios petroleros. los involucrados pusieron su dinero en una piscina con el ganador en función de quién predijo con mayor precisión cuánta arena fluyó de cada grupo.

"El que ganó la apuesta fue el director financiero que no tenía idea de cómo se suponía que funcionaban las fracturas. Los peores fueron los que pensaron que sabían sobre fracturas", dijo Phil Snider, consultor del proyecto que desempeñó un papel clave en el diseño. del examen.

Al igual que la piscina, los resultados de la prueba divergieron de la suposición generalizada de que el fluido y la arena fluyen en proporciones aproximadamente iguales en cada grupo.

Los resultados sugirieron que "el apuntalante y el fluido no se mueven tan uniformemente como muchos creen", dijo Steve Baumgartner, asesor técnico senior de ingeniería de GEODynamics, mientras describía las pruebas en la reciente Conferencia y Exposición de Tecnología de Fracturación Hidráulica (HFTC) de la SPE.

Algunos de los resultados fueron consistentes con estudios anteriores que utilizaron modelos informáticos y pruebas de flujo menos realistas que mostraron que muchos granos de arena de flujo rápido se deslizan más allá de los primeros grupos en una etapa.

GEODynamics descubrió que es probable que el apuntalante de tamaño mediano (malla 40–70) se deslice más allá de las primeras etapas, lo que resulta en una reducción del flujo de salida en los primeros grupos y un mayor flujo más adelante en la etapa. Pero si los granos son más pequeños (malla 100), la distribución es más uniforme.

Una segunda ronda de pruebas mostró que un cambio en el diseño de la fractura destinado a lograr una distribución más uniforme de la lechada de un racimo a otro redujo aún más las diferencias entre los racimos, pero los granos más grandes aún tendían a deslizarse más allá de los primeros racimos.

Lo que GEODynamics hizo público es un primer vistazo a una ingeniosa pieza de ingeniería utilizada para una serie de pruebas que finalizaron en 2019, antes de que llegara el COVID-19 (SPE 209141).

La idea de la prueba se remonta a las preguntas planteadas por trabajos de fracturamiento anteriores. Por ejemplo, cuando un pozo donde los datos recopilados durante la fracturación indicaron que todos los grupos fueron estimulados de manera efectiva, pero un análisis posterior indicó que aproximadamente la mitad de ellos no produjeron. ¿Por qué?

"Esta falta de uniformidad se puede atribuir en parte a la variabilidad de la formación y el sombreado de tensión de las etapas de fractura adyacentes, pero el flujo no uniforme de apuntalante en el revestimiento también puede desempeñar un papel importante", dijo un segundo artículo sobre la creación de un modelo para la ingeniería de terminación.

La noción de que los granos de arena y el fluido no se mueven al unísono no parece sorprendente porque es probable que los granos de arena se comporten de manera diferente a una mezcla de agua y reductor de fricción.

La pregunta difícil para cualquier ingeniero que quiera comenzar a diseñar terminaciones basándose en la suposición de que los flujos de fluidos y arena no son similares es cómo cuantificar esa diferencia.

GEODynamics ofrece una alternativa en los documentos que se basa en el modelado realizado con sus datos de prueba, así como en el análisis de fracturamiento de fondo de pozo. Desde entonces, ese trabajo se ha incorporado a un programa de asesoramiento sobre fracturamiento, llamado StageCoach.

El análisis fue parte del apoyo en especie realizado por un grupo de colaboradores que creció hasta incluir a Apache (ahora una subsidiaria de APACorp), Chesapeake Energy, ExxonMobil, Hess y Jagged Peak Energy.

Ahora que están mostrando los resultados de las dos primeras rondas de pruebas, es temporada abierta para aquellos que se preguntan si la prueba de superficie más realista de la historia es lo suficientemente realista.

Nadie cuestiona que hicieron algo difícil al acercarse más a la forma en que se realiza la fracturación multietapa en pozos horizontales.

"Hicieron un gran trabajo al configurar esto", dijo Dave Cramer, miembro senior de ingeniería de ConocoPhillips. Dijo que este documento es un excelente recurso para "cualquiera que esté contemplando una prueba como esa".

Pero cualquiera que cree una simulación de fracturamiento puede esperar ser atormentado por aquellos que señalan que no refleja completamente la realidad del fondo del pozo, incluido Cramer.

En este caso, bombearon mucha menos arena que en una fractura real porque el volumen total habría sido inmanejablemente grande y costoso. Y aunque la prueba incluyó la adición de un reductor de fricción al fluido: 2 galones por cada 1000 galones de agua para la ronda 1; 1 galón por cada 1000 galones en la ronda 2: no usaron la mayor concentración necesaria para crear un reductor de fricción de alta viscosidad.

Habría sido una adición interesante porque el fluido más espeso bien podría haber igualado la distribución de la arena que sale de los cúmulos de la etapa de prueba.

Para Cramer, eso fue una gran omisión. Pero Baumgartner dijo que sus patrocinadores aprobaron las concentraciones más bajas porque en ese momento no estaban usando concentraciones más altas de esos aditivos a base de polímeros por razones de costo. Y había un límite en la cantidad de pruebas que podían ejecutar. Baumgartner dijo que tenían que decir "no" a probar una larga lista de variables que "habrían resultado en una enorme matriz de experimentos".

Después de la presentación de Baumgartner, una persona en la audiencia se levantó, ofreció sus cumplidos y dijo: "Es difícil creer que es la primera prueba, pero es la primera que he visto".

Ha habido otras pruebas de flujo de fracturamiento, pero no a esta escala. Hace diez años, Halliburton instaló un circuito de flujo en su centro de pruebas en Duncan, Oklahoma, para ver por dónde salía el apuntalante.

La configuración al aire libre incluyó el equivalente a tres perforaciones, en comparación con las 48 de la prueba GEODynamics, y la tasa máxima de bombeo fue de 14 bbl/min, en comparación con los 90 bbl/min de la prueba reciente.

El documento de Halliburton de 2013 dijo que la tasa de bombeo que oscilaba entre 7 y 14 bbl/min era lo suficientemente alta como para mantener suspendido el apuntalante, pero no lo suficientemente alta como para crear un riesgo para la seguridad (SPE 163856).

Cuando se le preguntó por qué se usó la presión más baja, el presentador del artículo, Freddy Crespo, entonces ingeniero de aplicaciones en el Centro de Tecnología de Houston de Halliburton, dijo en una historia de JPT que la configuración de prueba no se construyó para manejar las tasas de bombeo utilizadas para la fracturación. "Si vas a velocidades de flujo más altas, explotará".

Las pruebas de Halliburton, que encontraron que era probable que los granos de arena más grandes se deslizaran más allá de la primera abertura y resultaran en grandes volúmenes saliendo de los pozos posteriores, se realizaron sin incidentes.

La configuración de prueba de GEODynamics demostró que es posible realizar pruebas de superficie de manera segura cuando la tasa de bombeo es de 90 bbl/min. Cramer describió su diseño engañosamente simple como el trabajo de "un genio loco".

Se refería a Snider, quien no se siente cómodo con la palabra genio y señaló que muchas de las ideas, así como mucha motivación, provinieron de quienes trabajaban en el campo.

"Tener mucha experiencia en el campo y trabajar en estrecha colaboración con los muchachos de campo es la clave", dijo Snider. Agregó que los que estaban en el campo "tenían mucha pasión por hacerlo", mientras que los ingenieros en la oficina tenían más probabilidades de cuestionar si se podía hacer de manera segura.

La seguridad era una preocupación seria. El equipo observó las pruebas desde detrás de una barrera mientras buscaba señales de que el lodo se había desgastado a través de las gruesas barreras de acero que rodeaban la carcasa. También volaron un dron para buscar los primeros signos de fugas.

"Es de suma importancia establecer claramente que no todas las pruebas se llevaron a cabo", según el artículo de GEODynamics. Las pruebas se cancelaron "cuando se produjo erosión a través de la cubierta exterior y el canal de goma para el ganado y los fluidos comenzaron a no ser capturados en los tanques".

La contención de costos también fue fundamental. Según su contabilidad final, los patrocinadores brindaron apoyo en especie de alrededor de $ 5 millones para el proyecto, dijo Baumgartner. Eso suena como mucho dinero hasta que uno considera que un proceso fue simulado repetidamente a un costo que en algunos casos es igual al costo de fracturar un solo pozo.

Para limitar los costos, todas las pruebas se realizaron en sitios de fracturamiento, lo que ofreció fácil acceso a flotas de fracturamiento, cuadrillas capacitadas, suministros y eliminación de fluidos proporcionados por sus patrocinadores.

La bomba de presión en esas primeras pruebas, Liberty Oilfield Services, fue más allá de cooperar con este arreglo irregular. Su director de tecnología, Mike Mayerhofer, les aconsejó sobre cómo impulsar la prueba y escribió secciones del documento, dijo Baumgartner.

El plan evolucionó a medida que aprendieron de sus errores. Durante la primera ronda, las pruebas se realizaron después de que se completaron los pozos. Aprendieron que no es ideal pedirle a un equipo que bombee una prueba cuando necesitan pasar al siguiente trabajo.

Después de eso, probaron durante los descansos en la fracturación real. La tubería que llegaba a la etapa de prueba se conectó como si fuera un tercer pozo con una cabeza de fracturamiento horizontal. Eso permitió un cambio rápido a las pruebas durante las pausas en el trabajo de fracturamiento.

Otras lecciones tempranas aprendidas incluyeron agregar una válvula de drenaje a los tanques después de ver cuánto tiempo se tardaba en eliminar el fluido con un camión aspirador. Y las matemáticas requeridas para las mediciones de fluidos y arena fueron mucho más fáciles después de que cambiaron los tanques con bordes irregulares en ángulo por tanques rectangulares.

El hardware de la etapa de prueba estaba listo para usar. Las especificaciones de la carcasa se basaron en los requisitos de PDC Energy: 5,5 pulg. Acero 23# P-110 perforado con los mismos tamaños de orificio y espaciamiento que la empresa utilizó para sus pozos.

La cadena de racimos de prueba se amarró encima de una serie de grandes cajas abiertas, que sirvieron como contenedor para la arena que fluía de cada racimo.

Para bloquear el vapor de lodo a alta presión, rodearon la carcasa con una tubería de paredes gruesas de 13⅝ pulgadas de diámetro, que dirigía el lodo de ese grupo al contenedor debajo de él.

Rodeando las tuberías había lo que equivalía a un protector contra salpicaduras: un tanque de plástico de goma de forma ovalada al revés. Tenía un parecido sorprendente con los tanques utilizados para dar de beber al ganado porque se vendió para ese propósito en Tractor Supply Company, una cadena de tiendas de suministros agrícolas que anuncia "precios bajos todos los días".

Las soluciones de bajo costo también incluyeron flotadores de piscina de colores brillantes y fideos que permitieron el seguimiento de los niveles de agua en los tanques a distancia.

El objetivo era bombear hasta que los contenedores estuvieran casi llenos. Luego midieron el volumen de arena en el tanque y el agua que desplazó. Otras fuentes de datos incluyeron un sensor de presión en cada grupo y los datos recopilados en el tráiler de fracturación.

También se requería la resolución de problemas. Cuando hubo que detener una prueba temprana porque la lechada abrasiva atravesó la única capa de tubería, reforzaron la barrera.

"El equipo de prueba se reagrupó y, durante un período de unos pocos días, adquirió 1500 pies de cadena maderera de alta resistencia y fabricó carcasas de 20 pulgadas para atornillar alrededor de la cadena maderera", afirma el documento.

Esas barreras demostraron ser confiables aunque no impenetrables.

"Durante estas pruebas, algunas de las corrientes abrasivas de lodo de alta presión que salían de la tubería de revestimiento de 5,5 pulgadas pudieron finalmente erosionar a través de la tubería de revestimiento de pared gruesa de 13,625 pulgadas, dos capas de cadena maderera endurecida, una pared exterior de 20 -in. carcasa de almeja, y finalmente el abrevadero de goma para el ganado ", según el periódico.

"Nunca supimos dónde ocurriría una brecha", dijo Snider. Si bien el flujo en la carcasa disminuyó, la fuerza sobre la carcasa permanece alta cuando la corriente de agua pasa a través de un pequeño orificio que fue diseñado para lograr una presión diferencial de 1500 psi.

Después de un avance, el costo de reparación del arreglo se limitó al ajustar las barreras de concha para que la corriente golpeara una superficie fresca. Eventualmente, también comenzaron a fortalecer la superficie de contacto con bandas duras, dijo Snider.

Al final, las pruebas de fracturamiento pueden ofrecer una medida realista de cosas que no pueden observarse directamente en el fondo del pozo, pero no una recreación de ello.

Algunos comentarios y preguntas de los ingenieros en la conferencia, que comenzó con elogios, llevaron al uso de la palabra "pero". Por ejemplo, se preguntó a los presentadores si consideraban agregar capas duras alrededor del revestimiento que simularían la contrapresión creada por el cemento y la roca alrededor de un pozo real. Los autores del documento de prueba escribieron: "En un mundo teórico perfecto", sería bueno saber cómo esas presiones afectan el flujo de salida.

Pero recrear el cemento y la roca alrededor de un pozo presentaba enormes desafíos de construcción y seguridad. Baumgartner concluyó: "A medida que exploramos esa posibilidad a través del proceso de diseño, el costo se volvió astronómicamente prohibitivo".

Ese es un problema desde el punto de vista de Cramer porque el flujo que sale del pozo se ve significativamente afectado por la contrapresión en el fluido y la arena a medida que empujan a través de caminos de flujo torcidos hacia el yacimiento circundante.

El documento también señaló que la arena bombeada fue menor que la que se bombea para fracturar un pozo de esquisto. Bombearon casi 1,300 lb de arena por perforación en comparación con "más de 30,000 libras de apuntalante por perforación en nuestras aplicaciones de Montney", dijo Cramer.

Ir tan grande significaría pasar de 31 toneladas de apuntalante a algo más de cientos de toneladas. Es difícil calcular una comparación por etapa de fracturación porque los grupos ahora suelen tener solo una perforación, lo que da como resultado que las etapas se fracturen usando mucho menos que las 48 en el diseño de la primera etapa probado.

Cuando ConocoPhillips consideró hacer una prueba de superficie, los desafíos logísticos y los altos costos asociados con el uso de tanta arena ayudaron a convencerlos de no intentarlo, dijo Cramer.

El volumen de arena bombeado por minuto en la prueba fue mucho más cercano de lo que sugeriría la diferencia de peso por grupo porque el bombeo tuvo que detenerse cuando los tanques de almacenamiento estaban llenos, lo que generalmente tomaba alrededor de 10 minutos.

Para Cramer, cuyos estudios de fondo de pozo se basan en mediciones de cuánto se erosionan las perforaciones en el suelo durante aproximadamente 2 horas de bombeo, eso puede ensanchar el pozo de adelante hacia atrás y dar como resultado un aumento en la capacidad de flujo. En comparación, el desgaste de la superficie que vio en las muestras de GEODynamics fue menor en comparación.

"Los proyectos basados ​​en pruebas de superficie son intrínsecamente limitados", señaló, y agregó: "Los conocimientos más críticos se han obtenido y se seguirán obteniendo mediante el estudio de tratamientos reales con mediciones de fondo de pozo de los orificios de entrada de disparos [antes y después de los tratamientos], aumentados con tratamiento de análisis de presión y mediciones de fibra óptica".

En la HFTC de este año (SPE 209184) se presentó un documento que describe los métodos que mencionó, incluido un ejemplo en el que uno de los disparos en el último de los seis grupos [lado de la punta] absorbió el 25 % del apuntalante según el análisis posterior a la fracturación. ).

El tamaño excesivamente grande de la perforación del lado de la punta indicó que recibió "una parte desproporcionada del apuntalante" que, según el periódico, podría haber sido "debido a la inercia del apuntalante". El periódico agregó: "Este comportamiento no se observó comúnmente en el resto del pozo".

Los que ejecutan el proyecto GEODynamics reconocieron el valor de los estudios de fondo de pozo, y las empresas miembro contribuyeron con estudios basados ​​en su análisis de datos de fracturamiento para agregar perspectivas del subsuelo a los resultados de la superficie.

higos. 1–4 muestran cómo se distribuyó la arena entre los cúmulos en una etapa de prueba en la superficie que permitió medir la cantidad que salía de cada cúmulo (SPE 209141).

Ambas partes en la discusión están de acuerdo en que se debe prestar más atención al apuntalante y hacia dónde va.

Cramer dijo que la industria necesita un modelo actualizado para predecir los flujos de fluido y apuntalante entre los conjuntos de disparos y las fracturas hidráulicas. Como evidencia, señala que un modelo que desarrolló en 1987 todavía está en uso. ConocoPhillips ahora es parte de un proyecto industrial conjunto de ocho empresas que busca hacerlo.

Ambos también están de acuerdo en que las empresas deben prestar más atención a si la arena que compran cumple con sus especificaciones.

Según la arena utilizada durante las pruebas de fractura, Snider dijo que había "algunas diferencias radicales en la calidad de la arena". Una observación fue que los granos de arena extremadamente angulares son más abrasivos que los redondeados y podrían acelerar la tasa de erosión de los equipos de bombeo y las perforaciones.

Sus pruebas mostraron que es más probable que la malla 40/70 más grande supere las etapas anteriores que la malla 100; pero en la práctica, el tamaño de los granos vendidos como malla 40/70 y 100 varía ampliamente y puede superponerse.

Por ejemplo, la malla 100 se define como una mezcla de malla 70 a 140, pero eso no está establecido por un estándar de la industria. La arena entregada puede ser una mezcla concentrada en el extremo superior o inferior de ese rango e incluso mucho más allá de sus límites.

Cramer ha estado estudiando las diferencias en el rango de tamaño real y prometido de apuntalante de las minas, algunas de las cuales están mucho más cerca de las especificaciones que otras.

Sus preocupaciones incluyen partículas de malla 50 o más grandes porque pueden causar puentes, es decir, autoensamblarse en una estructura que puede bloquear los canales de flujo cercanos al pozo como un desviador.

El grupo de GEODynamics realizó un total de 20 rondas de pruebas considerando variables como apuntalante de gran tamaño, tasas de bombeo más bajas y si el apuntalante fluye más uniformemente cuando el pozo de perforación se dispara en ángulo, como una rampa de salida en una autopista. Les gustaría presentar un documento sobre pruebas posteriores, como el impacto de bombear apuntalante de mayor tamaño o tasas de bombeo más bajas.

Con base en los dos documentos, es lógico suponer que cuanto mayor sea el tamaño del apuntalante, más se deslizará hacia la punta del pozo. Pero según la experiencia pasada, no haga grandes apuestas en eso.

SPE 209141 Ejecución y aprendizajes de las dos primeras pruebas de superficie que replican la fracturación no convencional y el transporte de apuntalantes por Phil Snider y Steve Baumgartner, GEODynamics; Mike Mayerhofer, Servicios de Campos Petrolíferos de Liberty; y Matt Woltz, PDC Energía.

SPE 209178 Modelado del transporte de apuntalante en revestimiento y perforaciones basado en pruebas de superficie de transporte de apuntalante por Jack Kolle, Oil States Energy Services; Alan Müller, ACMS; Steve Baumgartner y David Cuthill, GEODinámica.

SPE 201376 Diagnóstico de bombeo para tratamientos Plug-and-Perf por David D. Cramer, Jon Snyder y Junjing Zhang, ConocoPhillips Company.

SPE 163856 Distribución de apuntalante en pozos fracturados hidráulicos de etapas múltiples: una investigación a gran escala del revestimiento interior por Freddy Crespo, Nevil Kunnath Aven y Janette Cortez, Halliburton; MI Soliman, Universidad Tecnológica de Texas; Atul Bokane, Siddharth Jain y Yogesh Deshpande, Halliburton.

SPE 209184 Impulsando mejoras en la ejecución de la terminación a través del análisis detallado de imágenes acústicas y datos de estimulación por Mark Watson, Mitch Schinnour, David D. Cramer y Matt White, ConocoPhillips Company.