Equipamiento para ejecución de Fractura Hidráulica: Parte II

Descripción de equipos y componentes para la ejecución de fracturamiento hidráulico. En este artículo se describirán las funciones de un nitrogenero, fracvan, líneas de alta presión, cabeza de fractura y tree saver.

En una primera parte se trató parte del equipamiento básico para la ejecución de un fracturamiento hidráulico. En este post se describirá las funciones de un nitrogenero, la Frac Van, líneas de alta presión, cabeza de fractura, tree saver y otros accesorios importantes utilizados en la vestida.

1. Nitrogenero (opcional)

Para las fracturas con espuma de nitrógeno se necesitan equipos especiales para el bombeo del nitrógeno, ya que se debe gasificarlo en locación antes de inyectarlo en el pozo. El N2 viene en el tanque criogénico (1500 a 2000 gal N2 líquido) en estado líquido a -320°F (-195°C). Es succionado por una centrífuga criogénica, y empujado a una bomba triplex criogénica.

Esta empuje el líquido a presión de fractura en la caldera en donde es calentado y por ende gasificado. Sale con una temperatura de 80°F (27°C) y una presión máxima de 6000 psi. En la Figura 1, se puede observar un esquemático de un nitrogenero.

Fig. 1. Esquemático de un nitrogenero.

En esta foto se ve un nitrogenero en locación durante una operación. Se observa el tanque, las líneas con nitrógeno líquido (son recubiertas de hielo debido a la temperatura del N2 liquido), la caldera y la línea de alta presión con nitrógeno gaseoso. En la Figura 2, se puede observar el nitrogenero en sitio.

Fig. 2. Nitrogenero en sitio.

2. Frac Van

La operación se controla desde el fracvan. En él se recibe datos de presión, caudales y concentración de los diferentes sensores. El ingeniero puede recibir esta información directamente en el simulador y puede verificar la evolución de la fractura en tiempo real. Algunas compañías manejan los fracturadores desde el fracvan, otras compañías los manejan desde afuera.

Desde los fracvans se puede transmitir en tiempo real los datos de la operación, directamente por vía satelital a las oficinas desde donde se puede hacer un seguimiento remoto de la operación, y interactuar con el supervisor. Algunas compañías de servicios empujan esta metodología de trabajo, pero será siempre necesario una persona en locación para hacer el control de calidad. En la Figura 3, se puede visualizar el interior de una Frac Van.

Fig. 3. Interior de una Frac Van.

3. Armado de líneas de alta presión

La foto es del armado de líneas previo a una operación rig less (sin equipos de RTP o W.O.) y con la utilización de un tree saver. Las líneas de succión (baja presión) que vienen del blender y se dirigen a los fracturadores son mangueras de 4". La línea de salida de alta presión (HP: High Pressure) que va al pozo es de 3", pero podría ser de 4" para operaciones con mayores caudales.

La parte recta de la línea de alta presión es dividida en tramos separados por lo que llamamos puentes. Los puentes, hechos de uniones giratorias (chicksans) tiene por función de dar flexibilidad a la línea, y permitir que se mueve ligeramente durante el bombeo sin que estos movimientos lleguen a la cabeza del pozo.

Debido al caudal requerido por esta fractura se utilizó dos líneas de 3" para conectar los fracturadores al pozo. Por razones de seguridad, y evitar tener una erosión excesiva, se considera un caudal máximo al cual se puede bombear fluidos con agente de sostén. Debemos aplicar las normas de las compañías de fractura, y para una línea de 3" este caudal máximo es 18 BPM.

En esta operación hay otro bombeador sobre el lado, un camión cementador, para aplicar una contrapresión en el anular entre el tubing y el casing por encima del packer. En la Figura 4, se puede observar una de las fases del armado de líneas.

Fig. 4. Armado de líneas.

4. Elementos de las líneas de alta presión

La línea de alta presión es compuesta de varios elementos, y veremos solamente los más comunes. La línea de alta presión es hecha de:

-Caños rectos.

-Uniones giratorias (chicksans).

-Válvulas de alta presión (hammer valves).

-Check valve, para evitar el retorno del fluido desde el pozo a los fracturadores.

-Válvulas de seguridad pop-off, que en caso de un arenamiento demasiado brusco permite descargar presión de la línea.

-Sensores de presión, densímetros y caudalímetros de alta presión.

Todos estos equipos deben ser controlados periódicamente. Las compañías de servicios tienen normas de controles de calidad para cada componente. Deben tener por lo menos una medición anual del espesor de las paredes y un control de fisuras en el material. En la segunda imagen (ver Figura 5) vemos el efecto de la erosión debido al agente de sostén sobre la pared de un chicksan. Este elemento que no había sido sometido a un control periódico se partió durante una prueba de línea.

Fig. 5. Efectos de la erosión en elementos que componen la línea de alta presión.

5. Cabezas de fractura

El tipo de conexión al pozo dependerá de sí se hace la operación con o sin equipo de RTP. Para reservorio de petróleo con una presión inferior a la presión hidrostática, si hay un equipo de RTP se puede conectar la línea al tubing utilizando una válvula sencilla como cabeza de fractura. Deberá tener un diámetro interior por lo menos igual al diámetro interior del tubing.

Si después de fracturar el pozo hay necesidad de intervenir con CT o cable no habría inconveniente para conectarlos encima de la válvula. Según sea el caso, la cabeza de fractura puede ser operada manualmente o por control remoto eléctrico o hidráulico. En la Figura 6, se puede observar el equipo de protección de fractura por tubing en equipo de workover.

Fig. 6. Equipo de protección de fractura por tubing en equipo de W.O.

6. Tree Saver

En el caso de una operación en un pozo sin equipo (rig less) donde hay un christmas tree encima del pozo, como acontece cuando se fractura a través de la instalación de producción se utiliza como cabeza de fractura una herramienta llamada tree saver. No se puede permitir que el agente de sostén esté en contacto con todas las válvulas del árbol de navidad, porque erosionaría los espejos, y parte del agente de sostén quedaría dentro de los mecanismos impidiendo el cierre correcto.

El tree saver es una herramienta muy sencilla. Es una camisa colocada en un tubo, el cuerpo del tree saver, que se baja hidráulicamente y va hacer sello en el tubing por debajo del christmas tree, y así protegerlo. Una vez que se termino la operación esta camisa es elevada hidráulicamente a su posición original, y se pueden cerrar todas las válvulas del christmas tree. En la Figura 7, se puede observar un esquemático de un tree saver.

Fig. 7. Esquemático de un Tree Saver.

7. Tapones y packers

Es necesario aislar las capas a fracturar del resto del pozo, sea porque hay otras capas abiertas o para prevenir daño al casing por efecto de las altas presiones. Para esto se utilizan tapones y packers. La elección de las herramientas dependerá de la configuración del pozo, si se fractura con o sin equipo, unas o varias capas, con la instalación de producción en el fondo.

Las herramientas pueden ser recuperables (lo más frecuente) o reperforables. En la foto vemos un juego de tapón y packer recuperable. En el caso de fractura para gravel pack se utilizaran filtros y herramientas especiales para gravel pack. En la Figura 8, se pueden observar estos dos elementos.

Fig. 8. Esquemático de Packer y Tapón.

Es necesario que las herramientas se encuentren en buenas condiciones para soportar la presión en el fondo del pozo. La superficie inferior del packer soportará toda la presión de fractura que tenderá a empujar la herramienta y tubing hacia arriba. Si el packer o el casing no están en buenas condiciones para que la herramienta se agarre correctamente, esta puede deslizarse empujando los tubings afuera. Es lo que se ve en la foto donde el packer se deslizó empujando el tubing afuera.

¡Lo que se ve no es una manguera que da vueltas sino que un tubing de acero de 2 7/8"
que emerge del pozo totalmente torcido! (Ver Figura 9).

Por supuesto este accidente podría haber sido muy grave.

Fig. 9. Accidente por deslizamiento del packer por fallas de cuñas.