Agentes de Sostén usados en las operaciones de Fracking

🛢🛢Agentes de Sostén: consideraciones al diseñar una operación de fracking, conductividad, concentración, empotramiento y granulometría.

Aspectos a considerar en el diseño de fracturamiento hidráulico

Los agente de sostén, agente apuntalante o proppant son material de soporte que impiden que la fractura cierre completamente una vez terminado el bombeo, y que garantice una conductividad al canal recién creado. 

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 confundir concentración 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 específica 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 específica 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 está 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 define 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)

Efecto de la presión

En la Figura 1 vemos una arena utilizada como agente de sostén. Se utiliza normalmente para una presión de confinamiento inferior a los 4.000 o 5.000 lpc.

Podemos observar la forma de los granos y que todos son prácticamente del mismo tamaño. En la foto también podemos ver esta misma arena después de ser sometida a una presión de 10.000 lpc, 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 finas. 

Si estos finos se quedan dentro del empaque taparan los poros e impedirán el flujo desde la formación.

Fig. 1. Comparación de agentes de sostén sometidos
a diferentes esfuerzos.

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

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 proveniente 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.

Fig. 2. Calidad de las arenas.

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 acomodan de tal manera que los poros del empaque tendrán 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 3.000 lpc, 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.

Fig. 3. Efecto de la concentración.

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.

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 las rocas, 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.

Fig. 4. Efecto de 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])

Donde:

Dp : diámetro promedio del agente de sostén (pul)

We max >> 1.5Dp

E : modulo de Young (en psi * E6)

Para presión de cierre < 2000 psi, empotramiento >> 0.5 We

Spalling

En formaciones no consolidadas, además del empotramiento, actúa otro efecto, el de "spalling" (movimiento y penetración de granos de formación dentro del empaque). 

Cuando se empieza a producir el pozo, algunos de los granos de la formación que han sido desconsolidados empiezan a moverse y van a penetrar dentro del empaque, tapándolo parcialmente. 

Este efecto se adiciona al efecto de empotramiento, pero tienen causas diferentes. Se puede calcular el spalling en función del tamaño de los granos de la formación y de los granos del agente de sostén. 

No es considerado en los simuladores. El spalling fue observado en laboratorio sobre muestras de formaciones no consolidadas, pero no fue observado sobre muestras de formaciones consolidadas.

No hay término español comunalmente utilizado para traducir spalling.

Granulometría (mesh size)

Cuando especificamos un agente de sostén especificamos también su granulometría o sea si se trata de un 12/20, 20/40, 30/70.

Una granulometría 12/20 significa que el agente de sostén pasa a través de un tamiz de 12 hilos por pulgada y es retenido sobre un tamiz de 20 hilos por pulgada. 

¿Por qué es importante tener un agente de sostén que tiene una granulometría tan específica? 

En los gráficos de la izquierda podemos observar que los poros entre los granos son grandes, y por lo tanto el fluido va a poder pasar fácilmente.

En la Figura 5, los granos chicos se meten en el medio de los poros de los granos grandes tapándolos parcialmente y no permiten que el fluido pase fácilmente a través del empaque. 

Por eso no se debe mezclar agentes de sostén de granulometrías diferentes, ni bombearlos uno tras el otro porque en la zona de la fractura donde las dos granulometrías se mezclarán habría una zona de baja permeabilidad (conductividad).

Fig. 5. Distribución de los granos.

En la Figura 6 vemos el efecto de la granulometría sobre la conductividad de la fractura. Nuevamente son datos que vienen de la base de datos de Stimlab. 

Es una arena marca Badger, a una temperatura de 150°F y con una concentración constante de 1,5 lb/pie². El ensayo fue realizado con diferentes granulometrías: 12/20, 16/30, 20/40 y una granulometría muy fina, 40/70, utilizada en pozos de gas.

Esta presión de confinamiento deberá ser tomada en cuenta para la elección del tipo de agente de sostén. La primera observación es la caída rápida de la conductividad de la arena 12/20 bajo el efecto del incremento de la presión. 

Cuanto más gruesa es la arena de fractura más frágil es. En consecuencia a mayor profundidad se deberá utilizar un agente de sostén de menor tamaño de malla. 

Observamos también que a presión superior a 4.500 lpc, por efecto de rotura de los granos, sea cual sea la granulometría de la arena las conductividades terminan teniendo valores similares. 

En pozos someros donde la presión de confinamiento es baja se recomienda utilizar la mayor granulometría posible para tener una buena conductividad.

Fig. 6. Efecto de la granulometría sobre la conductividad.

Selección del agente de sostén

El primero de los agentes de sostén históricamente utilizado, también él más barato, es la arena, pero no cualquier arena. Las mejores marcas son Unimin, Badger, ambas arenas blancas.

Son arenas con altos porcentajes de cuarzo que tienen poco material extraño como feldespatos, y son bien redondeadas. También existen arenas de menor calidad como la Texas o la Norton.

Por el momento no hay proveedores de arenas de calidad en América Latina. Otro tipo de agente de sostén que se suele utilizar es la arena resinada curable o precurada.

La arena resinada tiene más resistencia que la arena común debido a la película de resina que se encuentra alrededor de los granos, lo que le otorga una mayor resistencia. 

Ese tipo de agente de sostén se utiliza principalmente para reservorios donde es necesario hacer control de arena. Dado que los granos están pegados uno a otro se evita su producción post-fractura.

Después existen materiales artificiales que tienen mayores resistencias a la presión de confinamiento. Si la arena tiene una resistencia de hasta 4.000 a 5.000 lpc, una cerámica tiene una resistencia de 5.000 a 10.000 lpc.

La ventaja de los materiales artificiales es que son esferas prácticamente perfectas y por lo tanto tienen una conductividad mucho mejor que la arena. El inconveniente es que son mucho más caros.

La cerámica procede generalmente de USA y la marca principal es Carbo Ceramic que fabrica entre otros los agentes de sostén CarboLITETM, CarboPROPTM. 

Las cerámicas son clasificadas como agentes de sostén de resistencia intermedia (ISP: Intermedia Strength Proppant).

Para pozos muy profundos, que deberán soportar altas presiones de cierre se utiliza bauxita, que se clasifica como agente de sostén de alta resistencia (HSP: High Strength Proppant).

Hay varios proveedores de bauxita en el mundo entonces según la locación la bauxita puede ser más económica que la cerámica.

La elección del agente de sostén dependerá de varios factores:

• La cantidad de agente sostén dependerá del volumen de fractura que necesitamos lograr.

• La granulometría será función de la presión de confinamiento a la cual será sometido el agente de sostén, de la profundidad, del tipo de fluido a producir.

Por ejemplo, para petróleo a 3.000 pies utilizaremos una arena 12/20, a 4.000 pies una arena de 16/30 o 20/40. Si estamos fracturando un pozo de gas necesitamos conductividades menores que para petróleo.

A misma presión de confinamiento en un pozo de gas se puede utilizar una arena 40/70 cuando en un pozo de petróleo se utilizaría una cerámica 20/40.

El tipo de agente de sostén dependerá principalmente de la presión de confinamiento, y del costo.

En la Figura 7, se comparan tres tipos de agente de sostén de granulometría 20/40 a una concentración de 1,5 lb/pie² (Base de datos de Stimlab):

•  Arena blanca, marca Badger (material natural)

• Carbolite: cerámica, material artificial de resistencia intermedia con una muy buena redondez y esfericidad.

• Bauxita: material artificial de alta resistencia con una muy buena redondez y esfericidad.

Aquí es importante tener claro que como los agentes de sostén tienen diferentes gravedades específicas por una misma concentración de 1,5 lb/pie² el ancho será diferente.

La arena es más liviana por lo tanto generará un ancho mayor que una bauxita.

Fig. 7. Comparación de tres tipos de apuntalantes a una concentración de 1,5 lb/pie².

Uno podría esperar que a bajas presiones de confinamiento la bauxita tenga menor conductividad que la arena por que a misma concentración tiene un ancho menor, pero como la bauxita es bien esférica (al igual que la cerámica) la conductividad es mayor.

Se observa también el efecto de la presión de confinamiento y la resistencia de cada uno de los agentes de sostén.

Arena resinada

Hemos visto que en ciertos casos se utiliza agente de sostén resinado. Si es una arena resinada curable significa que la resina todavía no terminó su proceso de endurecimiento cuando la bombeamos al pozo.

Bajo el efecto de la temperatura, la presión y de un activador la resina reacciona y los granos de arena se terminen de pegar entre si en el fondo.

Cuando trabajamos con arena pre-curada la resina ya terminó su proceso de endurecimiento antes de bombearla en el pozo.

Los granos no se pegarán entre sí en la fractura. El grano de agente de sostén es recubierto de una capa de resina. Esta película tiene algo de flexibilidad.

Entonces mismo si los granos no quedan pegados esta misma película de resina hace que la superficie de contacto entre los granos sea más grande y no solamente un punto.

En consecuencia la resistencia al arrastre y la resistencia a la compresión son mayores. En la Figura 8 se compara la arena resinada y la arena no resinada.

Fig. 8. Comparación de una arena no resinada y resinada.

Bridging - Puenteo en la fractura

Durante el bombeo el objetivo es que el agente de sostén se dirija hasta el fondo de la fractura. Hay que pensar en los granos de arena como dos personas que quieren pasar por una puerta al mismo tiempo, si las personas son gordas no van a entrar o de lo contrario necesitamos una puerta más ancha.

En la fractura sucede lo mismo. Para que los granos del agente de sostén puedan penetrar dentro de la fractura, el ancho de la fractura debe ser por lo menos dos veces y medio el diámetro de los granos.

O sea, por una arena 12/20 el ancho deberá ser dos veces y medio el diámetro de un grano malla 12. En caso contrario, se forman puentes en la fractura que impiden el flujo de la mezcla gel-agente de sostén. 

Si en la fase de diseño vemos que no se puede conseguir el ancho suficiente deberemos buscar otra granulometría. En los tratamientos tipo Tip Screen Out, estamos buscando la formación de estos puentes, pero en un lugar bien especificado dentro de la fractura.

De la misma manera que los granos tienen dificultades para entrar en el interior de la fractura, pueden tener dificultades a pasar por los punzados.

Gruesbeck y Collins determinaron en 1978 una relación entre el diámetro mínimo del punzado y el diámetro promedio del agente de sostén.

Este trabajo experimental realizado concluyó que para que pueda entrar cualquier concentración de agente de sostén el diámetro del punzado debía ser por lo menos 6 veces el diámetro del grano mayor del agente de sostén.

Para más seguridad algunos autores consideran 6 veces el diámetro máximo del agente de sostén y otros consideran 8 veces el diámetro promedio. En la Figura 9 se puede observar el efecto Bridging.

 

Fig. 9. Efecto de Bridging o Puenteo.

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