Tecnologias

Cuando se hace una fractura en una arenisca (y también en algunos carbonatos) es necesario utilizar un componente que impida que la fractura se cierre completamente una vez terminado el bombeo, y que garantice una conductividad al canal recién creado. Este material es lo que llamamos "agente de sostén", "agente apuntalante" o proppant. Este material debe tener ciertas propiedades físicas ymecánicas, 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 sonmateriales 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 esel 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, seexpresa en libra por pie2 (lb/pie2), y por lo tanto este término es dependiente de la gravedad especifica 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 utilizándolohoy. 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 especifica 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 dela 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 lafractura el agente de sostén esta 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 defina 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)

Confinamiento - Efecto de la presión.
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Figura 1. Comparación de agentes de
sostén sometidos a diferentes esfuerzos |
En la Figura 1 vemos una arena utilizada como agente de sostén. Se utiliza normalmente para una presión de confinamiento inferior a los 4000 o 5000 psi....