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Jul 02, 2023

¿Cree que sabe adónde va el apuntalante durante la fractura? Basado en pruebas recientes: no apueste por ello

Los ingenieros de terminación han descubierto algunas reglas generales sobre cómo fluye el apuntalante basándose en décadas de experiencia. Ese conocimiento se puso a prueba cuando GEODynamics creó una prueba de superficie de fractura

Los ingenieros de terminación han descubierto algunas reglas generales sobre cómo fluye el apuntalante basándose en décadas de experiencia.

Ese conocimiento se puso a prueba cuando GEODynamics creó una prueba de superficie de fractura que ofrecía una recreación en tamaño real y a presión total de un diseño de escenario creado por su patrocinador inicial, PDC Energy.

Antes de que se bombeara la primera prueba de la empresa de servicios petroleros. los involucrados pusieron su dinero en un grupo y el ganador se basó en quién predijo con mayor precisión cuánta arena fluyó de cada grupo.

“El que ganó la apuesta fue el director financiero que no tenía idea de cómo se suponía que funcionaban los fracs. Los peores fueron los que creían que conocían la fractura”, dijo Phil Snider, consultor del proyecto que jugó un papel clave en el diseño de la prueba.

Al igual que la piscina, los resultados de las pruebas divergieron de la suposición generalizada de que el líquido y la arena fluyen en proporciones aproximadamente iguales en cada grupo.

Los resultados sugirieron que "el apuntalante y el fluido no se mueven tan uniformemente como muchos creen", dijo Steve Baumgartner, asesor técnico de ingeniería senior de GEODynamics, al describir las pruebas en la reciente Conferencia y Exhibición de Tecnología de Fractura Hidráulica (HFTC) de la SPE.

Algunos de los resultados fueron consistentes con estudios anteriores que utilizaron modelos por computadora y pruebas de flujo menos realistas que muestran que muchos granos de arena que fluyen rápidamente pasan por los primeros grupos de una etapa.

GEODynamics descubrió que es probable que el apuntalante de tamaño mediano (malla 40–70) pase de las primeras etapas, lo que resulta en una reducción del flujo de salida en los primeros grupos y más flujo de salida más adelante en la etapa. Pero si los granos son más pequeños (malla 100), la distribución es más uniforme.

Una segunda ronda de pruebas mostró que un cambio en el diseño de la fractura destinado a lograr una distribución más uniforme de la lechada de un grupo a otro redujo aún más las diferencias entre los grupos, pero los granos más grandes aún tendían a pasar de los primeros grupos.

Lo que GEODynamics hizo público es un primer vistazo a una ingeniosa pieza de ingeniería utilizada para una serie de pruebas que finalizaron en 2019, antes de que llegara el COVID-19 (SPE 209141).

La idea de la prueba se remonta a preguntas planteadas por trabajos de fracturación anteriores. Por ejemplo, cuando un pozo donde los datos recopilados durante la fracturación indicaron que todos los grupos fueron estimulados efectivamente, pero un análisis posterior indicó que aproximadamente la mitad de ellos no produjeron. ¿Por qué?

"Esta falta de uniformidad puede atribuirse en parte a la variabilidad de la formación y a la sombra de la tensión de las etapas de fractura adyacentes, pero el flujo no uniforme de apuntalante en el revestimiento también puede desempeñar un papel importante", dice un segundo artículo sobre la creación de un modelo para la ingeniería de terminación.

La idea de que los granos de arena y el fluido no se mueven al unísono no parece sorprendente porque es probable que los granos de arena se comporten de manera diferente a una mezcla de agua y reductor de fricción.

La pregunta difícil para cualquier ingeniero que quiera comenzar a diseñar terminaciones basándose en el supuesto de que los flujos de fluido y arena no son similares es cómo cuantificar esa diferencia.

GEODynamics ofrece una alternativa en los artículos que se basa en el modelado realizado utilizando sus datos de prueba, así como en el análisis de fracturación de fondo de pozo. Desde entonces, ese trabajo se ha incorporado a un programa de asesoramiento sobre fracturación, llamado StageCoach.

El análisis se encontraba entre el apoyo en especie realizado por un grupo de partidarios que creció hasta incluir a Apache (ahora una subsidiaria de APACorp), Chesapeake Energy, ExxonMobil, Hess y Jagged Peak Energy.

Ahora que están mostrando los resultados de las dos primeras rondas de pruebas, es temporada abierta para aquellos que se preguntan si la prueba de superficie más realista jamás realizada es lo suficientemente realista.

Nadie cuestiona que hicieron algo difícil al acercarse lo más posible a igualar cómo se realiza la fracturación multietapa en pozos horizontales.

"Hicieron un gran trabajo al configurar esto", dijo Dave Cramer, miembro senior de ingeniería de ConocoPhillips. Dijo que este documento es un recurso excelente para "cualquiera que esté contemplando una prueba como esa".

Pero cualquiera que cree una simulación de fracturación puede esperar ser acosado por aquellos que señalan que no refleja completamente la realidad del fondo del pozo, incluido Cramer.

En este caso, bombearon mucha menos arena que en una fractura real porque el volumen total habría sido inmanejable y costoso. Y aunque la prueba incluyó la adición de un reductor de fricción al fluido (2 galones por 1000 galones de agua para la ronda 1); 1 galón por 1000 galones en la ronda 2; no usaron la concentración más alta necesaria para crear un reductor de fricción de alta viscosidad.

Habría sido una adición interesante porque el fluido más espeso bien podría haber nivelado la distribución de la arena que fluye fuera de los cúmulos de la etapa de prueba.

Para Cramer, esa fue una gran omisión. Pero Baumgartner dijo que sus patrocinadores aprobaron las concentraciones más bajas porque en ese momento no estaban usando concentraciones más altas de esos aditivos basados ​​en polímeros por razones de costo. Y había un límite en la cantidad de pruebas que podían realizar. Baumgartner dijo que tenían que decir “no” a probar una larga lista de variables que “habrían resultado en una enorme matriz de experimentos”.

Después de la presentación de Baumgartner, una persona entre el público se levantó, le felicitó y dijo: “Es difícil creer que es la primera prueba, pero es la primera que veo”.

Ha habido otras pruebas de flujo de fracturación, pero no a esta escala. Hace diez años, Halliburton instaló un circuito de flujo en su centro de pruebas en Duncan, Oklahoma, para ver por dónde salía el apuntalante.

La configuración al aire libre incluyó el equivalente a tres perforaciones, en comparación con hasta 48 para la prueba GEODynamics, y la tasa de bombeo máxima fue de 14 bbl/min, en comparación con 90 bbl/min en la prueba reciente.

El artículo de Halliburton de 2013 decía que la tasa de bombeo que oscilaba entre 7 y 14 bbl/min era lo suficientemente alta como para mantener el apuntalante suspendido, pero no lo suficientemente alta como para crear un riesgo para la seguridad (SPE 163856).

Cuando se le preguntó por qué se utilizó la presión más baja, el presentador del artículo, Freddy Crespo, entonces ingeniero de aplicaciones en el Centro Tecnológico de Halliburton en Houston, dijo en un artículo del JPT que la configuración de prueba no fue construida para manejar las tasas de bombeo utilizadas para la fractura. "Si se aumenta el caudal, explotará".

Las pruebas de Halliburton, que descubrieron que era probable que granos de arena más grandes pasaran por la primera abertura y provocaran que grandes volúmenes fluyeran hacia los agujeros posteriores, se llevaron a cabo sin incidentes.

La configuración de prueba de GEODynamics demostró que es posible realizar pruebas de superficie de forma segura cuando la tasa de bombeo es de 90 bbl/min. Cramer describió su diseño engañosamente simple como obra de "un genio loco".

Se refería a Snider, que no se siente cómodo con la palabra genio y señaló que muchas de las ideas y mucha motivación provinieron de quienes trabajan en este campo.

"Tener mucha experiencia en el campo y trabajar estrechamente con los muchachos de campo es la clave", dijo Snider. Añadió que quienes estaban en el campo “tenían mucha pasión por hacerlo”, mientras que el personal de ingeniería en la oficina era más probable que se preguntaran si se podía hacer de manera segura.

La seguridad era una preocupación seria. El equipo observó las pruebas desde detrás de una barrera mientras buscaba señales de que la lechada había desgastado las gruesas barreras de acero que rodeaban la carcasa. También volaron un dron para buscar los primeros signos de fugas.

"Es de suma importancia dejar claro que no todas las pruebas llegaron a su fin", según el artículo de GEODynamics. Las pruebas se suspendieron “cuando se produjo erosión tanto en la cubierta exterior como en el abrevadero de caucho para el ganado y los fluidos comenzaron a no ser capturados en su totalidad en los tanques”.

La contención de costos también fue crítica. Según su contabilidad final, los patrocinadores proporcionaron apoyo en especie de alrededor de 5 millones de dólares para el proyecto, dijo Baumgartner. Eso suena como mucho dinero hasta que se considera que un proceso fue simulado repetidamente a un costo que en algunos casos es igual al costo de fracturar un solo pozo.

Para limitar los costos, todas las pruebas se realizaron en sitios de fracturación, que ofrecían fácil acceso a flotas de fracturación, equipos capacitados, suministros y eliminación de fluidos proporcionados por sus patrocinadores.

La empresa de bombeo a presión en esas primeras pruebas, Liberty Oilfield Services, fue más allá de cooperar con este acuerdo irregular. Su director de tecnología, Mike Mayerhofer, les asesoró sobre cómo realizar la prueba y escribió secciones del artículo, dijo Baumgartner.

El plan evolucionó a medida que aprendieron de sus errores. Durante la primera ronda, las pruebas se realizaron una vez terminados los pozos. Aprendieron que no es ideal pedirle a un equipo que realice una prueba de bombeo cuando necesitan pasar al siguiente trabajo.

Después de eso, realizaron pruebas durante las pausas en la fractura real. La tubería que iba a la etapa de prueba se conectó como si fuera un tercer pozo con un cabezal de fractura horizontal. Eso permitió un cambio rápido a las pruebas durante las pausas en el trabajo de fracturación.

Otras primeras lecciones aprendidas incluyeron agregar una válvula de drenaje a los tanques después de ver cuánto tiempo tomaba extraer el fluido con un camión aspirador. Y los cálculos necesarios para las mediciones de fluidos y arena fueron mucho más fáciles después de que cambiaron de tanques con bordes en ángulo irregular a tanques rectangulares.

El hardware de la etapa de prueba ya estaba disponible. Las especificaciones de la carcasa se basaron en los requisitos de PDC Energy: 5,5 pulgadas. Acero 23# P-110 perforado con los mismos tamaños de orificios y espaciado que la empresa utilizó para sus pozos.

La serie de grupos de prueba se fijó encima de una serie de cajas grandes y abiertas, que servían como contenedor para la arena que salía de cada grupo.

Para bloquear el vapor de lodo a alta presión, rodearon la carcasa con un tubo de paredes gruesas de 13⅝ pulgadas de diámetro, que dirigía el lodo de ese grupo hacia el recipiente debajo.

Rodeando las tuberías había lo que equivalía a una protección contra salpicaduras: un tanque de plástico de caucho de forma ovalada invertido. Tenía un parecido sorprendente con los tanques utilizados para dar de beber al ganado porque se vendía para ese propósito en Tractor Supply Company, una cadena de tiendas de suministros agrícolas que anuncia "precios bajos todos los días".

Las soluciones de bajo costo también incluían flotadores y fideos para piscinas de colores brillantes que permitían rastrear los niveles de agua en los tanques a distancia.

El objetivo era bombear hasta que los contenedores estuvieran casi llenos. Luego midieron el volumen de arena en el tanque y el agua que desplazó. Otras fuentes de datos incluyeron un sensor de presión en cada grupo y los datos recopilados en el remolque de fractura.

También se requirió la resolución de problemas. Cuando hubo que detener una prueba inicial porque la lechada abrasiva atravesó la única capa de tubería, reforzaron la barrera.

“El equipo de prueba se reagrupó y durante unos pocos días adquirió 1.500 pies de cadena maderera de alta resistencia y fabricó cadenas de 20 pulgadas. cubiertas de almejas para atornillarlas alrededor de la cadena maderera”, afirma el periódico.

Esas barreras demostraron ser fiables, aunque no impenetrables.

“Durante estas pruebas, algunas de las corrientes de lodo abrasivo de alta presión que salen del tubo de 5,5 pulgadas. La carcasa finalmente pudo erosionarse a través de 13.625 pulgadas. carcasa de paredes pesadas, dos capas de cadena maderera endurecida, una pared exterior pesada de 20 pulgadas. y finalmente el abrevadero de caucho para el ganado”, según el periódico.

"Nunca supimos dónde se produciría una infracción", dijo Snider. Si bien el flujo en la carcasa se desaceleró, la fuerza sobre la carcasa permanece alta cuando la corriente de agua pasa a través de un pequeño orificio que fue diseñado para alcanzar una presión diferencial de 1500 psi.

Después de un gran avance, el costo de reparación se limitó ajustando las barreras de almeja para que la corriente golpeara una superficie nueva. Con el tiempo, también comenzaron a fortalecer la superficie de contacto con bandas duras, dijo Snider.

Al final, las pruebas de fracturación pueden ofrecer una medida realista de cosas que no se pueden observar directamente en el fondo del pozo, pero no una recreación de las mismas.

Algunos comentarios y preguntas de los ingenieros en la conferencia, que comenzó con elogios, llevaron al uso de la palabra "pero". Por ejemplo, se preguntó a los presentadores si consideraban agregar capas duras alrededor del revestimiento que simularían la contrapresión creada por el cemento y la roca alrededor de un pozo real. Los autores del artículo de prueba escribieron: "En un mundo teórico perfecto", sería bueno saber cómo esas presiones afectan el flujo de salida.

Pero recrear el cemento y la roca alrededor de un pozo presentó enormes desafíos de construcción y seguridad. Baumgartner concluyó: "A medida que exploramos esa posibilidad a través del proceso de diseño, el costo se volvió astronómicamente prohibitivo".

Esto es un problema desde el punto de vista de Cramer porque el flujo que sale del pozo se ve significativamente afectado por la contrapresión sobre el fluido y la arena a medida que empujan a través de trayectorias de flujo sinuosas hacia el yacimiento circundante.

El documento también señaló que la arena bombeada fue menor que la que se bombea para fracturar un pozo de esquisto. Bombearon casi 1,300 libras de arena por disparo en comparación con “más de 30,000 libras de apuntalante por disparo en nuestras aplicaciones Montney”, dijo Cramer.

Ir tan grande significaría pasar de 31 toneladas de apuntalante a algo así como cientos de toneladas. Es difícil hacer una comparación por etapa de fractura porque los grupos ahora a menudo tienen solo una perforación, lo que resulta en etapas fracturadas usando muchas menos que las 48 en el diseño de primera etapa probado.

Cuando ConocoPhillips consideró realizar una prueba de superficie, los desafíos logísticos y los altos costos asociados con el uso de tanta arena ayudaron a convencerlos de no intentarlo, dijo Cramer.

El volumen de arena bombeado por minuto en la prueba fue mucho más cercano de lo que sugeriría la diferencia de peso por racimo porque el bombeo tuvo que detenerse cuando los tanques de almacenamiento estaban llenos, lo que generalmente tomaba alrededor de 10 minutos.

Para Cramer, cuyos estudios de fondo de pozo se basan en mediciones de cuánto se erosionan las perforaciones en el suelo durante aproximadamente 2 horas de bombeo, eso puede ensanchar el pozo de adelante hacia atrás y dar como resultado un aumento en la capacidad de flujo. En comparación, el desgaste de la superficie que vio en las muestras de GEODynamics fue menor.

“Los proyectos basados ​​en pruebas de superficie son intrínsecamente limitados”, señaló, y agregó: “Los conocimientos más críticos se han obtenido y se seguirán obteniendo mediante el estudio de tratamientos reales que incluyen mediciones en el fondo del pozo de los orificios de entrada de los disparos [antes y después de los tratamientos], aumentadas con tratando análisis de presión y mediciones de fibra óptica”.

En la HFTC de este año (SPE 209184) se presentó un artículo que describe los métodos que mencionó, incluido un ejemplo en el que una de las perforaciones en el último de seis grupos [lado del dedo del pie] tomó el 25% del apuntalante según el análisis post-fracción. ).

El tamaño excesivamente grande de la perforación del lado del pie indicó que recibió "una parte desproporcionada del apuntalante" que, según el periódico, podría haber sido "debido a la inercia del apuntalante". El artículo añade: "Este comportamiento no se observó comúnmente en el resto del pozo".

Quienes dirigen el proyecto GEODynamics reconocieron el valor de los estudios de fondo de pozo, y las empresas miembro contribuyeron con estudios basados ​​en su análisis de datos de fracturación para agregar perspectivas del subsuelo a los resultados de la superficie.

Higos. 1 a 4 muestran cómo se distribuyó la arena entre los cúmulos en una etapa de prueba en la superficie que permitió medir cuánto fluyó de cada cúmulo (SPE 209141).

Ambas partes en la discusión coinciden en que se debe prestar más atención al apuntalante y a su destino.

Cramer dijo que la industria necesita un modelo actualizado para predecir los flujos de apuntalante y fluido entre los grupos de disparos y las fracturas hidráulicas. Como prueba, señala que un modelo que desarrolló en 1987 todavía está en uso. ConocoPhillips ahora forma parte de un proyecto industrial conjunto de ocho empresas que pretende lograrlo.

Ambos coinciden también en que las empresas deben prestar más atención a si la arena que compran cumple con sus especificaciones.

Con base en la arena utilizada durante las pruebas de fractura, Snider dijo que había "algunas diferencias radicales en la calidad de la arena". Una observación fue que los granos de arena extremadamente angulares son más abrasivos que los redondeados y podrían acelerar la tasa de erosión de los equipos de bombeo y las perforaciones.

Sus pruebas mostraron que es más probable que la malla 40/70 más grande pase de etapas anteriores que la malla 100; pero en la práctica, el tamaño de los granos vendidos como malla 40/70 y 100 varía ampliamente y puede superponerse.

Por ejemplo, malla 100 se define como una mezcla de malla 70 a 140, pero eso no está establecido por un estándar de la industria. La arena entregada puede ser una mezcla concentrada en el extremo superior o inferior de ese rango e incluso mucho más allá de sus límites.

Cramer ha estado estudiando las diferencias en el rango de tamaño real y prometido del apuntalante de las minas, algunos de los cuales se acercan mucho más a las especificaciones que otros.

Sus preocupaciones incluyen partículas de malla 50 o más porque pueden causar puentes, esencialmente autoensamblándose en una estructura que puede bloquear los canales de flujo cercanos al pozo como un desviador.

El grupo GEODynamics realizó un total de 20 rondas de pruebas considerando variables como apuntalante de gran tamaño, tasas de bombeo más bajas y si el apuntalante fluye más uniformemente cuando el orificio de perforación se dispara en ángulo, como una rampa de salida en una autopista. Les gustaría presentar un documento sobre pruebas posteriores, como el impacto del bombeo de apuntalante de mayor tamaño o tasas de bombeo más bajas.

Con base en los dos artículos, es lógico suponer que cuanto mayor sea el tamaño del apuntalante, más se deslizará hacia el pie del pozo. Pero según la experiencia pasada, no haga grandes apuestas al respecto.

Ejecución de SPE 209141 y aprendizajes de las dos primeras pruebas de superficie que replican la fracturación no convencional y el transporte de apuntalante por Phil Snider y Steve Baumgartner, GEODynamics; Mike Mayerhofer, Servicios de yacimientos petrolíferos de Liberty; y Matt Woltz, PDC Energía.

SPE 209178 Modelado del transporte de apuntalante en revestimientos y perforaciones basado en pruebas de superficie de transporte de apuntalante realizadas por Jack Kolle, Oil States Energy Services; Alan Mueller, ACMS; Steve Baumgartner y David Cuthill, GEODynamics.

SPE 201376 Diagnóstico de bombeo para tratamientos Plug-and-Perf por David D. Cramer, Jon Snyder y Junjing Zhang, ConocoPhillips Company.

SPE 163856 Distribución de apuntalante en pozos fracturados hidráulicos de etapas múltiples: una investigación interna a gran escala por Freddy Crespo, Nevil Kunnath Aven y Janette Cortez, Halliburton; MI Soliman, Universidad Tecnológica de Texas; Atul Bokane, Siddharth Jain y Yogesh Deshpande, Halliburton.

SPE 209184 Impulsando mejoras en la ejecución de finalización mediante un análisis detallado de datos de estimulación y imágenes acústicas por Mark Watson, Mitch Schinnour, David D. Cramer y Matt White, ConocoPhillips Company.