Nomenclatura: LWD
Light Weight Ceramic
IDC
Intermediate Density Ceramic
HSB
Hiigh Strength Bauxite
ISP
Intermediate Strength Proppant
HSP
High Strength Proppant
MPD
Median Particule Diameter
ver SPE 119242 - 119143
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Según los autores de lengua español se utilizan las diferentes expresiones: •
Agente de sostén
•
Agente apuntalante
•
proppante
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El sensor más utilizado para medir la densidad de un fluido es un densitómetro radioactivo. Conociendo la densidad de la mezcla y la densidad de cada uno de los dos componentes – liquido y solido – se puede calcular la concentración de agente de sostén en la fase liquida. En sistema americano la densidad de un fluido o de una lechada es expresada en libras por galones y es abreviada ppg (pound per galon). La concentración represente la masa (libras) de agente de sostén agregada a un volumen de liquido (un galón). Según la compañía de servicios (y/o el ingeniero de turno) la concentración será abreviada como: •
ppa
pound proppant added
•
ppg
pound per galon (lo que puede confundir con una densidad)
•
lpa
libras proppant agregado (una traducción de ppa)
En el DFW, base de datos oficial de YPF escrita por Halliburton, se utiliza ppg tanto parta densidad como para concentración.
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En lugar de hablar de ancho de fractura se suele hablar de la cantidad de agente de sostén por pie2,o sea se habla de concentración áreal. Eso era satisfactorio cuando el único agente de sostén era arena. Hoy si queremos hacer una comparación de conductividad de fractura con dos agente de sostén de diferentes densidad se debe comparar de fracturas de mismo ancho o sea con concentraciones areales diferentes.
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Al momento de producir el pozo uno debe asegurarse que la presión de confinamiento a la cual será sometido el agente de sostén no será en algún momento de la vida del pozo mayor que la presión por la cual fue diseñado el agente de sostén. O sea la presión de la fase liquida alrededor del grano no deberá ser reducida por debajo de un cierto valor. En caso contrario esto podría resultar en una disminución de la conductividad en la cercanía al pozo. En la cercanía del pozo (NWB) la presión de la fase liquida es la misma presión de producción (BHFP). En casos donde los pozos son producidos por bombeo, BHFP puede ser considerado cero y Pconfinamiento = (FG x profundidad)
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En la foto de la izquierda vemos una muestra de arena convencional de buena calidad antes de ensayarla. En la foto de la derecha vemos como quedo esta muestra después de someterla a una presión de confinamiento excesiva (10.000 psi). Las partículas chicas resultan de la rotura de los granos de arena. Pueden taponar parcialmente o totalmente el empaquetamiento de arena reduciendo la conductividad de la fractura. No todos los materiales rompen de la misma manera. Los granos de arena rompen en muchas partículas finas como en la fotos, pero los agente de sostén sintéticos tienen tendencia en romperse en menos partículas más grandes.
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La permeabilidad de la fractura es función del tipo de agente de sostén, de la concentración alcanzada dentro de la fractura (lb/pie2) luego del cierre, 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. ... 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. Este termino viene del comienzo de las fracturas cuando el único agente de sostén disponible era el arena, pero la costumbre quedo y el termino es todavía muy utilizado.
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Arena • Arenas blancas: Unimin, Badger. Son consideradas las mejores arenas en el mercado pero hay problemas de producción. Tienen mejores esfericidad/redondez y mejores resistencia a la compresión que otras arenas. • Arenas marones: Brady, Texas, Norton. Son de menor calidad y se rompen más fácilmente debido a la presión de confinamiento. Cerámicas • La empresa CarboCeramics fabrica varias calidad de cerámicas, agentes de sostén casi esféricos: Carboprop, Carbolite, Econoprop. Son de mayor resistencia y mayor densidad que las arenas. El costo es también mayor. • Sintex (Curimbaba) fabrica unas bauxitas livianas que compiten en calidad con las cerámicas: Sinterlite, Extralite: Bauxita es un agente de sostén para alta presión. Su uso es reducido por su alto costo, y por su alta densidad. Arena resinada • Resina pre curada : tiene mejor resistencia que un arena convencional. • Resina curable : la resina es activada por efecto de temperatura o por un catalizador, y se endurece en la formación ligando los granos de arena y haciendo un tipo de filtro dentro la fractura. Es un sistema caro y operativamente delicado. Agentes de sostén livianos Hoy se esta desarrollando unos nuevos agentes de sostén de baja densidad (SG<2.65) de manera de reducir el efecto de decantación dentro de la fractura.
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Los ensayos para controles de calidad son meramente comparativos entre diferentes agentes de sostén o partidas, pero no representen las condiciones a las cuales estos serán sometidos en fondo de pozo. Las normas API RP-19C (ISO-13503-2) y API RP-19D (ISO-13503-5) reemplazan las normas anteriores API RP-56, API RP-58, API RP-60 y API RP-61. Ver normas: API RP-56
control de calidad de las arenas de fractura
API RP-58
control de calidad de las arenas para engravado (gravel pack)
API RP-60
control de calidad de los agentes de sostén HSP
API RP-61
conductividad de los agentes de sostén
ISO-13503-2
control de calidad de los agentes de sostén
ISO-13503-5
conductividad de los agentes de sostén
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El agente de sostén es transportado en bolsones (1.5 tonelada: 3300 lb) o a granel (camiones de 23 toneladas: 50000 lb; wagones de 90 toneladas: 198000 lb). En estos movimientos hay segregación de granos finos y gruesos, por lo tanto una muestra tomada incorrectamente puede no se representativa.
SPE 103623
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Cada malla (ie: 20/40) es definida por un tamiz más grueso (ie: 20) y uno más fino (ie: 40). Además API define una serie de tamices intermedios, así como uno mayor y uno menor. Un agente de sostén cumple la norma cuando: •
90% debe pasar por la malla gruesa y retenida en la malla fina.
•
Menos de 0.1% debe quedar en la malla anterior a la gruesa.
•
Menos de 1.0% debe pasar la malla siguiente a la fina.
O sea, por una 20/40, 90% debe pasar la malla 20 y retenido sobre la 40. menos de 0.1% puede quedar sobre la 16, y menos de 1.0% puede pasar la 50. ISO 13503-2 (2006)/ Amend 1 (2009)
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Cuando se compare varios muestras de un tipo de agente de sostén pero con distribuciones diferentes dentro del rango API, o sea varias arenas 20/40, se observa una variación en la conductividad final. Por eso para cada agente de sostén, además de la especificación de la malla (ie: 20/40) se requiere determinar el diámetro promedio (dav). Este valor será utilizado por los simuladores para definir el ancho mínimo necesario para fluir una lechada con este agente de sostén, y también deberá ser utilizado para verificar que el diámetro de los punzados es adecuado para las concentraciones diseñados. •
d diámetro promedio de cada malla utilizada.
•
n masa o porcentaje retenido en cada malla
SPE 90562
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La norma API/ISO define un rango amplio por cada granulometría. Dos agentes de sostén que cumplen la norma para una misma granulometría pueden ser a simple vista de granos más gruesos o más finos. Aquí vemos un ejemplo de 5 agentes de sostén, de los cuales dos arenas de origen americana – Brady y Unimin – tienen una repartición muy diferente.
malla.xls
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Mayor es el tamaño de los granos de agente de sostén (mayor tamaño de malla) menor es su resistencia a la presión de confinamiento. En consecuencia a mayor profundidad se deberá utilizar un agente de sostén de menor malla. Aquí vemos ensayos comparativo hechos en Stimlab que demuestran el efecto de la granulometría y de la presión sobre una arena blanca, marca Unimin. Se ve que a una presión superior a los 4000 psi el arena ha perdido demasiado su conductividad. Esta presión de confinamiento deberá ser tomado en cuanta para la elección del tipo de agente de sostén.
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Según la forma promedia de los granos el empaque, una vez compactado, tendrá una mayor o menor conductividad. Por normas (ISO 13503-2 Anexe B) las arenas naturales deben tener una redondez y esfericidad superior a 0.6, y los agente de sostén sintético mayor a 0.7. 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.
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La norma recomiende trabajar a una temperatura de 150°F, pero se puede ensayar a mayor temperatura si se sabe que el agente de sostén será sometido a ácido a mayor temperatura.
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Las condiciones del ensayos son: •
Pistón de 3.5” de longitud con un diámetro de 2”
•
Volumen de agente de sostén: equivalente a 4 lb/pie2 de arena 20/40 (24.7 cm3). La mayoría de las fracturas convencionales tienen una concentración inferior a los 2 lb/pie2.
•
Se utiliza solo los granos que están dentro de las especificación, o sea para una malla 20/40 solo los granos que pasen por la malla 20 y son retenidos sobre la malla 40.
Para el resultado se considere como finos las partículas que pasen por el tamiz más fino: ie.: para un 20/40 se considera solo las partículas que pasen la malla 40 sin tomar en cuenta las partículas mayores. Los granos de cuarzo tienen tendencia a romperse en muchas partículas finas (como haría el vidrio) pero los sintéticos tienen tendencia en romperse en fragmentos más gruesos entonces mismo si se rompe la misma cantidad de granos una arena (cuarzo) en romperse en más fragmentos mostrará una menor resistencia a la compresión (más finos). No es un ensayo valido para agente de sostén resinado ya que la resina impide que los finos se liberan y pase el tamiz.
SPE 119242
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Los ensayos de conductividad se hacen aplicando la norma API RP-19D: ISO 13503-5 (Identical), Part 5: “Procedures for measuring the long-term conductivity of proppants.” La norma especifica: “Cuidado: el procedimiento de ensayo descripto en esta publicación no está diseñado para proveer valores absolutas de la conductividad de los agentes de sostén en condiciones de reservorio”. Se utiliza un empaque con un ancho equivalente a 2 lb/pie2 de arena. El ensayo se hace en condiciones de flujo laminar ya que permite una mayor repetitividad. Los valores reales en condiciones de fondo pueden ser varias veces (50 – 1000) menores que los valores publicados por las compañías proveedores.
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Oilfield Autumn 2011
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Estos son resultados de ensayos hechos por el laboratorio independiente Stimlab. Para el ensayo se puse agente de sostén (arena blanca 12/20, marca Unimin) entre dos bloques de arena de formación normalizada. La concentración del agente de sostén es en lb/pie2, bombeando agua con 2% KCl. Se hacen normalmente a varias concentraciones areales, lo que represente el ancho de la fractura. Estos ensayos permiten tomar en consideración el efecto de empotramiento y de resistencia a la compresión en condiciones de laboratorio. Según el proveedor este tipo de ensayo es graficado con conductividad (w*k en mD-pie) o permeabilidad del empaque (mD) versus presión de confinamiento. Para una mejor comparación es mejor utilizar siempre conductividad. En condiciones de fondo la permeabilidad final del agente de sostén será 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.
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El ensayo de conductividad es un ensayo que requiere mucho tiempo de laboratorio. Por lo tanto no es practica para ensayos de rutina para control de calidad. Sin embargo es el ensayo más representativo de las condiciones de fondo. Pero como podemos ver en este gráfico donde se ensayaron tres agentes de sostén diferentes no hay una relación entre el ensayo rápido de resistencia a la compresión y el ensayo de conductividad.
SPE-119242
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Según la norma el ensayo de conductividad se hace entre dos placas de arenas con las caras cortadas y lisas (Ohio sand). Una fractura real no es así. En estos ensayos se rompió la muestra de formación y por lo tanto las caras no son perfectamente lisas. En un primero ensayo (1) se testeo la conductividad de una fractura sin agente de sostén y cuidando que las dos caras de la fractura bien enfrentadas. Se observó una ligera conductividad inicial, la cual desapareció rápidamente con el confinamiento. Se repitió el ensayo (2) pero desplazando muy poco las dos caras una de la otra para que no sellan completamente y se observo una mayor conductividad. Luego se repite los dos ensayos (3 a 6) pero con dos agentes de sostén diferentes. Si bien hay una mejor cuando las dos caras de la fracturas son ligeramente desplazadas, la mayor conductividad se debe al agente de sostén.
SPE 74138
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El efecto del estrés efectivo aplicado desde la cara de la formación sobre los granos del agente de sostén hace que los granos de las capas exteriores tienen tendencia a incrustarse dentro la formación. La profundidad de la penetración dependerá de las propiedades mecánicas de la roca (Young, Brinel) y puede llegar hasta un diámetro del grano del agente de sostén de cada lado del empaque, lo que reduce la conductividad de la fractura. Este fenómeno se llame empotramiento (embedment). El empotramiento depende también de la granulometría del agente de sostén. Concentración de agente de sostén en lb/pie2 Cp = 5.2 (1 -
p)w
: gravedad especifica del agente de sostén p
: porosidad del empaque (fracción)
w : ancho empaquetado (pul) Ancho perdido por empotramiento Para esfuerzo efectivo > 2000 psi W e = Dp (0.8128 - 0.4191 lnE) Dp : diámetro promedio del agente de sostén (pul), E : modulo de Young (en psi * E6) W e max ≈ 1.5Dp Para esfuerzo efectivo < 2000 psi empotramiento ≈ 0.5 W e
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Además del empotramiento, y principalmente en formaciones pocas o no consolidadas, existe otro efecto que daño el empaque: efecto de extrusado (spalling). Cuando se cierre la fractura por el efecto de confinamiento los granos de agente de sostén de las capas exteriores del empaque tienen tendencia en empotrarse dentro de la misma roca tomando el lugar de granos finos a muy finos, o sea extrusandolos. Este material genera finos libres de moverse dentro del empaque reduciendo aun más la conductividad. Este efecto se adiciona al efecto de empotramiento, y es consecuencia del. Se puede estimar 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.
SPE-137141
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Hay dos tipos de arenas resinadas, arena curable y arena precurada. Agentes de sostén curables: La resina se inyecta junto con un activador y termina de endurecer bajo presión y temperatura una vez dentro de la fractura. Tiene por efecto de pegar unos a otros los granos de arena e impedir su movimiento ulterior. Agentes de sostén pre-curados: estos son recubiertos en planta con una resina precurada (o sea resina ya endurecida). En ambos casos la película de resina (10 a 15 m) tiene por efecto de mejorar la resistencia del agente de sostén. las razones son: •
La resina permite tener una mejor distribución de los esfuerzos, evitando las concentraciones puntuales entre granos.
•
El ensayo de resistencia a la compresión considera como finos solo a los granos que pasen a través del tamiz más fino. Como parte de los finos quedan atrapado en el film de resina no pasan en el tamiz, sin embargo los granos son rotos.
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Cuando se empezó a utilizar slickwater como fluido de fractura se amplificó el problema de la decantación del agente de sostén dentro de la fractura. No olvidemos que la idea es obtener un empaque homogéneo a lo largo y alto de las fracturas. Para minimizar este efecto varias empresas de servicios o de productos están desarrollando agentes de sostén sintéticos más livianos que los previamente existentes y podemos considerar como agente de sostén liviano los que tienen una gravedad especifica menor a la de las arenas, o sea menor a 2.65. Algunos productos comerciales: Baker-BJ: LiteProp Halliburton: MonoProp FracBlack HT
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En operaciones de fracturas múltiples es interesante poder verificar luego de limpiar el pozo si el agente de sostén esté en todos los intervalos de interés. Para eso se están diseñado unas nuevas tecnologías donde un material que no es radioactivo en condiciones normales (almacenamiento, bombeo, producción) puede ser activado por la presencia cerca de una fuente radioactiva (neutrón). La vida media es de solo unos minutos versus más de 60 días de los trazadores radioactivos tradicionales. Eso significa que no es peligroso para el medio ambiente. Agentes de sostén comerciales: CarboCeramics: CarboNRT Hexion: PropTrac
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La selección de un agente de sostén dependerá de varios factores, además de la disponibilidad en el momento de realizar la operación.
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Aquí se comparan tres tipos de agente de sostén de misma granulometría: 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.
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Los ensayos de conductividad realizados según la norma anterior (API RP 61) eran siempre de corta duración (2 hr). Como se trabaja cada vez más en reservorios profundos con alta temperatura y alta presión se empezó a hacer estudios bajo estas condiciones y de mayor duración (150 hr). En ensayos realizados bajo condiciones extremas (400°F/204°C – 10000 psi/700 kg/cm2) se pudo observar algunas reacciones de disolución/re-precipitación del agente de sostén en los puntos de concentración de estreses. En las condiciones más desfavorables que tenemos hoy en Argentina no hay problema de diagénesis. Pero sí puede tener algunas precipitación sobre los granos del agente de sostén de material en solución en el agua de formación, lo que por supuesto reducirá la porosidad y permeabilidad del empaque. Por efecto de oxidación, no de diagénesis, se observa siempre una reducción de la resistencia a la compresión de todos los agentes de sostén.
SPE 160885, 139875
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Las necesidades operativas de producción obligan a cerrar periódicamente los pozos o a cambiar sus regímenes de flujo. Eso se siente en la fractura como cambios en la presión poral y por ende cambios en los estreses efectivos sobre los granos de agente de sostén. Estos cambios de estreses generan reacomodamiento de los granos, los cuales han perdido con el tiempo parte de su resistencia a la compresión. En consecuencia hay incremento de finos y reducción de la permeabilidad del empaque.
SPE106365 – 16912 – 19091 - 118929
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Basándose en estudios de conductividad realizados entre dos placas metálicas y baja presión de confinamiento se obtiene gráficos de conductividad vs. concentración areal como este. Mirándolo se podría concluir que el óptimo sería conseguir una distribución aleatoria de los granos sin que estos se tocan. Algo difícil de hacer en el campo. Cuando se empezó a fracturar con slickwater en Barnett, una formación con alto índice Brinell y baja presión de confinamiento, algunas empresas trataron de revivir la idea del parcial monolayer. Sin embargo es inviable cerca del pozo donde el estrés efectivo es máximo, y no se conseguirá lejos del pozo a menos de utilizar un agente de sostén de gravedad especifica similar a la del agua.
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Para que el agente de sostén pueda moverse dentro de la fractura, se considera que la fractura debe tener un ancho hidráulico de por lo menos 2½ el diámetro máximo del agente utilizado. O sea el ancho hidráulico mínimo requerido será mayor para un arena 12-20 que para un arena 20-40.
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Wuesbeck y Collins determinaron en 1978 una relación entre el diámetro mínimo del punzado y el diámetro promedio del agente de sostén. Para concentraciones superior a 6 ppa el diámetro mínimo de los punzados debe ser por lo menos 6 veces el diámetro del agente de sostén. Por seguridad se recomiende considerar un diámetro de agujero equivalente a 6 veces el diámetro máximo del agente de sostén, o 8 veces el diámetro promedio del agente de sostén.
SPE 7006
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