Apuntalantes de fracturamiento hidráulico
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Un apuntalante es un material sólido, típicamente arena, arena tratada o materiales cerámicos artificiales, diseñado para mantener abierta una fractura hidráulica inducida , durante o después de un tratamiento de fractura. Se agrega a un fluido de fracturamiento hidráulico que puede variar en composición dependiendo del tipo de fracturamiento utilizado, y puede ser a base de gel , espuma o agua resbaladiza . Además, puede haber fluidos de fracturación hidráulica no convencionales. Los fluidos hacen concesiones en propiedades de materiales como la viscosidad , donde los fluidos más viscosos pueden transportar apuntalante más concentrado; las demandas de energía o presión para mantener una cierta tasa de bombeo de flujo ( velocidad de flujo) que conducirá el apuntalante de manera apropiada; pH , diversos factores reológicos , entre otros. Además, los fluidos pueden usarse en la estimulación de pozos de bajo volumen de pozos de arenisca de alta permeabilidad (20k a 80k galones por pozo) para operaciones de alto volumen como gas de esquisto y gas compacto que usan millones de galones de agua por pozo.
La sabiduría convencional a menudo ha vacilado sobre la relativa superioridad de los fluidos de gel, espuma y agua resbaladiza entre sí, lo que a su vez está relacionado con la elección del apuntalante. Por ejemplo, Zuber, Kuskraa y Sawyer (1988) encontraron que los fluidos a base de gel parecían lograr los mejores resultados para las operaciones de metano en lecho de carbón , [1] pero a partir de 2012, los tratamientos de aguas residuales son más populares.
Aparte del apuntalante, los fluidos de fracturamiento de agua resbaladiza son principalmente agua, generalmente 99% o más en volumen, pero los fluidos a base de gel pueden ver polímeros y tensioactivos que comprenden hasta 7% en volumen, ignorando otros aditivos. Otros aditivos comunes incluyen ácido clorhídrico (un pH bajo puede grabar ciertas rocas , disolviendo la piedra caliza, por ejemplo), reductores de fricción, goma guar , biocidas , rompe emulsiones, emulsionantes , 2-butoxietanol e isótopos trazadores radiactivos .
Los apuntalantes tienen mayor permeabilidad que los apuntalantes de malla pequeña en tensiones de cierre bajas, pero fallarán mecánicamente (es decir, se aplastarán) y producirán partículas muy finas ("finas") en tensiones de cierre altas, de modo que los apuntalantes de malla más pequeña superan a los apuntalantes de malla grande en permeabilidad después un cierto umbral de estrés. [2]
Aunque la arena es un apuntalante común, la arena sin tratar es propensa a la generación significativa de finos; La generación de finos a menudo se mide en% en peso de la alimentación inicial. Un boletín comercial de Momentive menciona que la producción de finos de arena sin tratar es del 23,9% en comparación con el 8,2% de la cerámica liviana y el 0,5% de su producto. [3] Una forma de mantener un tamaño de malla ideal (es decir, permeabilidad) mientras se tiene suficiente resistencia es elegir apuntalantes de suficiente resistencia; la arena se puede recubrir con resina, para formar arena recubierta con resina curable o arenas recubiertas con resina pre-curada. En ciertas situaciones, se puede elegir un material de apuntalante diferente por completo; las alternativas populares incluyen cerámica y bauxita sinterizada .
Peso y fuerza del apuntalante
El aumento de la resistencia a menudo tiene el costo de una mayor densidad, que a su vez exige mayores tasas de flujo, viscosidades o presiones durante el fracturamiento, lo que se traduce en mayores costos de fracturamiento, tanto ambiental como económicamente. [4] Por el contrario, los apuntalantes livianos están diseñados para que rompan la tendencia fuerza-densidad, o incluso permitan una mayor permeabilidad al gas. La geometría del apuntalante también es importante; ciertas formas o formas amplifican la tensión en las partículas de apuntalante haciéndolas especialmente vulnerables al aplastamiento (una discontinuidad aguda puede permitir clásicamente tensiones infinitas en materiales elásticos lineales). [5]
Deposición de apuntalante y comportamientos posteriores al tratamiento
El tamaño de la malla del apuntalante también afecta la longitud de la fractura: los apuntalantes pueden "salirse" si el ancho de la fractura disminuye a menos del doble del tamaño del diámetro del apuntalante. [2]A medida que los apuntalantes se depositan en una fractura, los apuntalantes pueden resistir un mayor flujo de fluido o el flujo de otros apuntalantes, inhibiendo un mayor crecimiento de la fractura. Además, las tensiones de cierre (una vez que se libera la presión del fluido externo) pueden hacer que los apuntalantes se reorganicen o "expriman" los apuntalantes, incluso si no se generan finos, lo que resulta en un ancho efectivo más pequeño de la fractura y una menor permeabilidad. Algunas empresas intentan provocar una unión débil en reposo entre las partículas de apuntalante para evitar dicha reorganización. El modelado de la dinámica de fluidos y la reología del fluido de fractura y sus apuntalantes transportados es un tema de investigación activa por parte de la industria.
Costos de apuntalante
Aunque una buena elección de apuntalante impacta positivamente la tasa de producción y la recuperación final general de un pozo, los apuntalantes comerciales también están limitados por el costo. Los costos de transporte del proveedor al sitio constituyen un componente significativo del costo de los apuntalantes.
Otros componentes de los fluidos de fracturamiento
Aparte del apuntalante, los fluidos de fracturamiento de agua resbaladiza son principalmente agua, generalmente 99% o más en volumen, pero los fluidos a base de gel pueden ver polímeros y tensioactivos que comprenden hasta 7% en volumen, ignorando otros aditivos. [6] Otros aditivos comunes incluyen ácido clorhídrico (un pH bajo puede grabar ciertas rocas , disolviendo la piedra caliza, por ejemplo), reductores de fricción, goma guar , [7] biocidas , rompe emulsiones , emulsionantes y 2-butoxietanol .
En ocasiones, se incluyen isótopos trazadores radiactivos en el fluido de hidrofractura para determinar el perfil de inyección y la ubicación de las fracturas creadas por la fracturación hidráulica. [8] Las patentes describen en detalle cómo se utilizan típicamente varios trazadores en el mismo pozo. Los pozos se fracturan hidráulicamente en diferentes etapas. [9] Se utilizan trazadores con diferentes vidas medias para cada etapa. [9] [10] Sus vidas medias oscilan entre 40,2 horas ( lantano-140 ) y 5,27 años ( cobalto-60 ). [11] Las cantidades por inyección de radionúclido se enumeran en las directrices de la Comisión Reguladora Nuclear de EE. UU. (NRC). [12]Las pautas de la NRC también enumeran una amplia gama de materiales radiactivos en formas sólidas, líquidas y gaseosas que se utilizan como trazadores de aplicaciones de estudios de inundación de campo o de recuperación mejorada de petróleo y gas utilizados en pozos únicos y múltiples. [12]
En los EE. UU., A excepción de los fluidos de fracturamiento aditivo a base de diésel, que según la Agencia Estadounidense de Protección Ambiental tienen una mayor proporción de compuestos orgánicos volátiles y BTEX cancerígenos , el uso de fluidos de fracturamiento en operaciones de fracturamiento hidráulico se excluyó explícitamente de la regulación de American Clean. Water Act en 2005, una medida legislativa que desde entonces ha suscitado controversia por ser producto del cabildeo de intereses especiales. [ cita requerida ]
Ver también
- Lista de aditivos para la fracturación hidráulica
Referencias
- ^ Mader, Detlef (1989). Fracturamiento de apuntalante hidráulico y empaque de grava . Amsterdam : Elsevier . ISBN 0-444-87352-X.
- ^ a b "Propiedades físicas de los apuntaladores" . Referencia tópica de CarboCeramics . CarboCeramics. Archivado desde el original el 18 de enero de 2013 . Consultado el 24 de enero de 2012 .
- ^ "Factores críticos de selección de apuntalante" . Fracline . Hexion. Archivado desde el original el 11 de octubre de 2012 . Consultado el 25 de enero de 2012 .
- ^ Rickards, Allan; et al. (Mayo de 2006). "El apuntalante ultraligero de alta resistencia brinda nuevas dimensiones a las aplicaciones de fracturamiento hidráulico" . Producción y operaciones de SPE . 21 (2): 212-221.
- ^ Guimaraes, MS; et al. (2007). "Producción agregada: generación de finos durante el triturado de rocas" (PDF) . Revista de procesamiento de minerales .
- ^ Hodge, Richard. "Comparación de gel lineal y reticulado" (PDF) . Taller técnico del estudio EPA HF . Agencia de Protección Ambiental . Consultado el 8 de febrero de 2012 .
- ^ Ram Narayan (8 de agosto de 2012). "De la alimentación al fracking: goma guar y normativa internacional" . RegBlog . Facultad de Derecho de la Universidad de Pensilvania . Consultado el 15 de agosto de 2012 .
- ^ Reis, John C. (1976). Control Ambiental en Ingeniería del Petróleo. Editores Profesionales del Golfo.
- ^ a b [1] Scott III, George L. (3 de junio de 1997) Patente de Estados Unidos No. 5635712: Método para monitorear la fracturación hidráulica de una formación subterránea. Publicaciones de patentes de EE. UU.
- ^ [2] Scott III, George L. (15-Ago-1995) Patente de Estados Unidos No. US5441110: Sistema y método para monitorear el crecimiento de fracturas durante el tratamiento de fracturas hidráulicas. Publicaciones de patentes de EE. UU.
- ^ [3] Gadeken, Larry L., Halliburton Company (8 de noviembre de 1989). Método de registro de pozos radiactivos.
- ^ a b Jack E. Whitten, Steven R. Courtemanche, Andrea R. Jones, Richard E. Penrod y David B. Fogl (División de seguridad nuclear médica e industrial, Oficina de salvaguardias y seguridad de materiales nucleares (junio de 2000) " . Orientación consolidada Acerca de las licencias Materiales: Programa de orientación específica sobre-excavación de pozos, trazador, y la inundación del estudio de campo Licencias (NUREG-1556, Volumen 14)" Regulación Nuclear Comisión. recuperados. 19 de de abril de 2012 .
etiquetada Frac Sand ... SC-46 , Br-82, Ag-110m, Sb-124, Ir-192
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- Ingeniería petrolera
- Fracturamiento hidráulico
