LaArena1

Tema de tapa

La arena I

Gentileza: Ing Julio Vivas Hoht

Características del agente de
sostén utilizado en reservorios
no convencionales
Por Ing. Emmanuel d’Huteau

Dado el interés que despierta actualmente la posibilidad de desarrollos
shale en la Argentina, uno de los factores cruciales es, sin duda,
la utilización de arena. En este trabajo se describen las características
del agente desostén que se utiliza en la fractura hidráulica.

L

a primera fractura realizada en la Argentina por la
empresa YPF fue en el año 1959. Desde entonces, las
tecnologías y criterios de diseños han evolucionado
fuertemente, y ahora, con el comienzo de la explotación
de los reservorios de shale gas y shale oil los cambios son
aún mayores. Estos cambios modifican también la visión
de los agentes de sosténque necesitamos para este tipo de
reservorios.
En efecto, con el inicio de la producción masiva de los
yacimientos tight gas y luego la de los shale, la cantidad
de operaciones de fracturas se incrementó fuertemente,
primero en los Estados Unidos y luego en el resto de los
países productores. Eso obligó a diversificar las fuentes
de producción de agente de sostén (arenas y sintéticos), a
vecessacrificando la calidad final del producto.
En vista de ello, para control de calidad en la industria,

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se instauraron como base las normas del American Petroleum Institute API RP 19 B (ISO 13503-2) y API RP 19 C
(ISO 13503-5). Sin embargo, en el uso diario, y tras hablar
con numerosos supervisores de fractura en los Estados
Unidos, se escucha con frecuencia queutilizan el agente
de sostén que encuentran en el mercado, y no siempre
realizado con el material que cumple con las normas.
Surgen entonces dos preguntas que están ligadas entre
sí, y que por el momento no han sido claramente respondidas en la industria.
La primera es: si utilizamos un agente de sostén que
no cumple con las normas ¿las producciones resultantes
serán óptimas?
Y la segunda: ¿cuáles sonlos requerimientos reales
para un agente de sostén en un proyecto shale? Trataremos de abrir la discusión sobre esta última pregunta.

Esfuerzo efectivo sobre el agente de sostén

Redondez y esfericidad

Para definir el tipo de agente de sostén por utilizar es
necesario conocer el esfuerzo al cual será sometido:

La forma ideal del agente de sostén es aquella que dará
mayor resistencia a lacompresión y a la vez mayor porosidad y permeabilidad al empaque, o sea, esférica. Los materiales sintéticos (bauxitas o cerámicas) son los que más
se aproximan a una esfera. Para las arenas es conveniente
que se aplique la norma que las regula (redondez y esfericidad promedio mayor a 0,6) ya que, en caso contrario, la
conductividad sería demasiado reducida.

Esfuerzo efectivo = Estrés – Presión poraldentro la fractura.

Resistencia a la compresión

En los reservorios convencionales se suele considerar
de manera conservadora que la presión poral es igual a
la presión de producción en fondo de pozo (BHFP). Sin
embargo, en un sistema de fracturas dendríticas, como
las generadas en shale, debemos considerar una pérdida
de presión a lo largo de la fractura y, por ende, la presión
poral lejos delpozo será mayor que la presión cerca de
los punzados. Esto significa que el agente de sostén que
fue desplazado lejos dentro la fractura (las primeras concentraciones que fueron bombeadas) será sometido a un
menor esfuerzo efectivo y no siempre va requerir ser del
mismo tipo que el agente de sostén bombeado al final del
tratamiento.
Si, por ejemplo, consideramos un reservorio sobrepresurizado a2.800 m con un estrés de 8.270 psi (0,95 psi/
pie) y una presión poral de 6.420 psi (0,7 psi/pie) en la
cercanía del pozo (condición más desfavorable), necesitaríamos un agente de sostén que resista los 10.000 psi.
Pero si a mitad de la fractura consideramos una caída de
presión de reservorio de 50%, el esfuerzo efectivo sería
sólo de: Esfuerzo efectivo = 8.720 – 6420/2 = 5.510 psi.
En este caso,...