El movimiento de apuntalante en la tubería de revestimiento de fracturamiento ha sido definido, pero ¿qué tan importante es realmente para los pozos de esquisto?

Bombeo de agua mezclada con arena en una operación de fracking para Anadarko en Franktown, Colorado.

El apuntalante consiste en partículas del tamaño de arena inyectadas con fluido de fracturación durante una operación de fracturación hidráulica. En los pozos de gas y petróleo de esquisto, el fluido de fracturación suele ser agua con algún reductor de fricción (como jabón) agregado para reducir la presión de bombeo de la fracturación. El propósito del apuntalante es evitar que las fracturas inducidas en el yacimiento se cierren después de que se detiene el fracking y la presión elevada se desvanece.

En los pozos de petróleo de esquisto bituminoso y de gas de esquisto bituminoso, el apuntalante utilizado es una mezcla de arena de malla 100 y arena de malla 40-70, y estos granos tienen un diámetro inferior a un milímetro. Estos pequeños tamaños de partículas de arena son necesarios para que la arena sea transportada a través de fracturas estrechas en una red de fracturas creada por la operación de fracking. La arena más grande taparía la red y no sería inyectable, eso se descubrió en los primeros días de la revolución del esquisto.

Por lo general, los pozos horizontales en esquisto tienen dos millas de largo y se bombean con 40 operaciones o etapas separadas de fracking. Cada etapa tiene aproximadamente 250 pies de largo y la carcasa de metal contiene de 10 a 20 grupos de perforaciones, con varias perforaciones en cada grupo. Idealmente, el pozo horizontal está completamente perforado con estos agujeros.

La ruta de flujo de un grano de apuntalante es esquiva. Primero, el grano tiene que hacer una curva en ángulo recto para pasar de fluir a lo largo de la carcasa a una perforación. Luego se enfrenta a una geometría de fractura compleja, tal vez una fractura principal que se ramifica en fracturas secundarias, como el tronco de un árbol que se extiende en ramas y luego en ramitas.

¿Podrá el grano de apuntalante entrar en todas estas fracturas o algunas de ellas son demasiado estrechas? Un grano de arena de malla 100 puede colarse en una fractura más estrecha cuando un grano de 40-70 no puede.

Se ha documentado una mejora en la producción de petróleo y gas mediante el uso de apuntalantes con un tamaño de grano inferior a la malla 100 y sugiere que vale la pena introducir incluso pequeños granos de apuntalante en fracturas más pequeñas para mantenerlas abiertas al flujo de moléculas de petróleo o gas. Uno de esos apuntalantes se llama DEEPROP.

Nuevas pruebas de flujo de apuntalante fuera del casing.

Recientemente, se han realizado algunas pruebas nuevas que investigan el flujo de apuntalante a través del revestimiento mismo, lo que significa un tramo corto de revestimiento horizontal que se ha perforado para dejar salir el fluido de fracturación. No es una prueba subterránea: la tubería se coloca en una tina en la superficie y la tina recolecta el apuntalante y el fluido que sale de las perforaciones.

Un gran número de operadores han apoyado este proyecto en el que se han utilizado una variedad de conjuntos de perforaciones con diferentes cargas de disparos, diseños y orientaciones. Se han estudiado diferentes tasas de bombeo, tamaños de apuntalantes y calidad de la arena.

El hardware de prueba fue lo más realista posible. La carcasa era estándar de 5,5 pulgadas, al igual que los diámetros de perforación. Las tasas de bombeo llegaron a 90 lpm (barriles por minuto), que nunca antes se habían utilizado en pruebas de movimientos de apuntalantes.

Se probó una sola etapa de fracturamiento mediante la perforación de diferentes grupos a lo largo de una tubería de aproximadamente 200 pies de largo. Cada grupo de perforación tenía su propia cubierta que dirigía el fluido capturado y el apuntalante a su propio tanque, para que pudieran medirse.

Los resultados se presentaron para dos conjuntos diferentes de grupos: 8 grupos en una etapa con 6 perforaciones en cada grupo, o 13 grupos en una etapa con 3 perforaciones en cada grupo. Los evaluadores utilizaron arena de malla 40-70 o arena de malla 100 transportada por fluido de agua resbaladiza bombeado a 90 bpm.

Estos documentos de SPE informan que el escape de apuntalante a través de los grupos de perforaciones y hacia las tinas es desigual:

· Algunos artículos de apuntalamiento, en particular los tamaños de malla más grandes, como la malla 40-70, navegan más allá de las primeras perforaciones del grupo y no ingresan a la formación hasta más adelante en esa etapa. Estas partículas más grandes tienen más impulso.

· Las partículas de apuntalante más pequeñas, como las de malla 100, ingresan a las perforaciones del racimo de manera más uniforme.

· Se han desarrollado diseños de entrada limitada utilizando solo una perforación por grupo en la parte superior de la carcasa.

· Particularmente para apuntalante más grande, los disparos en la parte inferior de la tubería de revestimiento atraen demasiado apuntalante (efecto de la gravedad) y pueden agrandarse por la erosión, de modo que llega menos apuntalante a los disparos agrupados a lo largo de la etapa de fractura.

La salida del apuntalante del revestimiento es desigual.

Todas las pruebas revelaron distribuciones desiguales de salida del apuntalante. La tabla muestra la proporción del apuntalante más grande que sale de un grupo: apuntalante más pequeño que sale de un conglomerado (es decir, apuntalante máximo: apuntalante mínimo), así como el segundo apuntalante más grande: el segundo apuntalante más bajo. Estas proporciones son un indicador de la desigualdad: una proporción mayor significa una distribución más desigual y viceversa.

Resultados de las pruebas de superficie de la tubería de revestimiento que sale del apuntalante a través de los conjuntos de disparos.

Los resultados muestran que el apuntalante de malla 40-70 (proporciones más grandes) se distribuye de manera menos uniforme que el apuntalante de malla 100 (proporciones más bajas), en ambos escenarios de conglomerados.

La interpretación dada por los informes es que una mayor parte del apuntalante 40-70, al ser granos de arena más grandes y pesados, tiende a ser transportado por su impulso más allá de los conglomerados de perforaciones anteriores antes de salir en los conglomerados de perforaciones posteriores, en comparación con el apuntalante de malla 100. .

Esto no es tan ideal porque el objetivo es lograr que el apuntalante se distribuya uniformemente en todos los grupos de disparos en una etapa de fracking. Pero ahora a la gran pregunta de ¿cuánta diferencia hace esto?

El desafío es optimizar los procedimientos para que las distribuciones de salida del apuntalante sean más uniformes. A partir de los informes, los resultados de las pruebas se incorporaron a un modelo de dinámica de fluidos computacional (SPE 209178). Este enfoque se ha integrado en un programa de asesoramiento sobre fracturamiento, llamado StageCoach.

Mientras tanto, los informes indican que "el flujo no uniforme de apuntalante en la tubería de revestimiento puede ser tan importante como la variabilidad de la formación y el sombreado de la tensión". Profundicemos en esto.

Otras fuentes de variabilidad de la producción de esquisto.

La verdadera pregunta es qué tan importante es una distribución desigual de apuntalante para la producción de petróleo y gas de esquisto bituminoso.

Se ha documentado la gran variabilidad de los pozos de gas y petróleo de esquisto. Por ejemplo, los pozos horizontales en la lutita Barnett de una longitud típica de 4000-5000 pies muestran que el 10 % inferior de los pozos genera menos de 600 Mcfd, mientras que el 10 % superior genera más de 3900 Mcfd.

Se sabe que varios otros factores contribuyen a la amplia variabilidad de los caudales de gas o petróleo de esquisto.

Si la longitud del pozo horizontal y la orientación del pozo se normalizan para eliminar su variabilidad, entonces las etapas de fracturación, el tamaño del apuntalante y las cantidades de apuntalante pueden considerarse efectos de primer orden. Estos efectos de primer orden han sido priorizados y optimizados en formaciones de esquisto más maduras.

Luego están las propiedades geológicas, como las fracturas naturales en el esquisto, la tensión in situ y la fracturabilidad de la roca de esquisto. Estos se consideran efectos de segundo orden porque son mucho más difíciles de cuantificar. Los esfuerzos para minimizar estas fuentes de variabilidad incluyen la adquisición de registros del pozo horizontal, la instalación de cables ópticos o instrumentos sónicos o geófonos microsísmicos para medir la expansión de las fracturas y la interacción con la geología local a lo largo de un pozo horizontal.

Frente a estas fuentes de variabilidad, la distribución de la salida del revestimiento y la uniformidad del apuntalante parecen tener una importancia comparable a otros efectos de segundo orden, como la geología y los cambios de tensión a lo largo de un pozo horizontal. No hay forma de que la uniformidad de la salida del revestimiento pueda explicar la variabilidad de la producción entre 600 Mcfd y 3900 Mcfd, como se observa en Barnett Shale.

Para decirlo de otra manera, lo fundamental es lograr que el apuntalante salga de la mayoría de los grupos de perforaciones y entre en las fracturas creadas. Esto se ha logrado bombeando apuntalante muy pequeño, malla 100 o malla 40-70 (ya menudo ambos) y optimizando la concentración y las cantidades de apuntalante para una extensión de esquisto en particular.

Este es el 90% de la meta que se ha logrado con notable éxito en la revolución del esquisto de los últimos 20 años. Por lo tanto, es difícil ver a partir de las nuevas pruebas de superficie que una pequeña variabilidad en las salidas de apuntalante de un grupo de disparos a otro podría tener un efecto de primer orden en la producción de petróleo o gas.

Pero tal vez los resultados de otras pruebas, diferentes pruebas, en este proyecto revelen efectos más significativos en la producción de esquisto.