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 y mecánicas, principalmente una
alta resistencia a los esfuerzos. También debe resistir a la corrosión, porque
en ciertos ambientes hay H
2S 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 son materiales 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 es el ancho por
la permeabilidad del agente de sostén en condición de fondo y por la altura (k
f.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/pie
2] con la concentración en
el fluido de fractura [PPA o
PPG]).
Esta concentración, cantidad de agente de sostén por unidad de área, se expresa
en libra por pie
2 (lb/pie2), y por lo tanto este término es dependiente de
la gravedad 
especifica del material utilizado. O sea, a misma concentración
(lb/pie
2) 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 utilizándolo hoy. 
Ahora sería más conveniente hablar de ancho de fractura y no de
concentración en lb/pie
2 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/pie
2), 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. 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 la fractura 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.
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. Podemos observar la forma de los granos y que todos son
prácticamente del mismo tamaño. En la foto de derecha vemos esta misma arena
después de ser sometida a una presión de 10.000 psi, o sea una presión muy
superior a la presión recomendada. Podemos constatar cómo parte de los granos
se han roto y han formado una cantidad de partículas muy finitas. Si estos
finos se quedan dentro del empaque taparan los poros e impedirán el flujo desde
la formación. Por lo tanto podemos concluir en la importancia de conocer la
presión de confinamiento máxima durante la vida del pozo a la cual será
sometida el agente de sostén para poder definir cual usar. 
Pero en pozos de gas de baja permeabilidad, una fractura empaquetada
con esta misma arena parcialmente rota puede tener una conductividad suficiente
para producir sin necesidades de utilizar un agente de sostén más caro.

Calidad de las arenas de
fractura – Normas API.
Figura 2. Calidad de las arenas

Existen diferentes normas API para los diferentes tipos de
agente de sostén, la norma API-RP56 siendo específica para las arenas.
Estas normas dan las diferentes especificaciones sobre resistencia a la
compresión, resistencia a la corrosión (solubilidad), tamaño y formas de los
granos. En la Figura 2 reproducido de la norma vemos la exigencia en cuanto en
la forma de los granos de las arenas de fractura. Como la arena es un agente
natural que se encuentra en canteras, no todos los granos de 
la arena son bien redondos, al contrario. Por lo tanto el
primer control de calidad será verificar su redondez. Se debe exigir que la
forma de los granos de arena, estadísticamente hablando, coincide con los
cuatro cuadrados de arriba a la derecha. Si la arena tiene una forma según las
líneas inferiores y/o izquierda del cuadro tendremos una arena de mala calidad.
A empaquetarse la fractura los granos se acomodaran de tal manera que los poros
del empaque tendran una baja permeabilidad. Es este tipo de arena que debemos
evitar de comprar.

La forma de los granos se clasifican en:
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.

Efecto de la concentración.
En la Figura 3 se observa el efecto de la concentración de agente de sostén dentro de
la fractura. Este 
gráfico es sacado de una base de datos de Stimlab. La comparación esta hecha con arena marca Badger de granulometría 12/20. El ensayo se hace tomando dos placas de roca con el agente de sostén
en el medio. Estos 
ensayos permiten tomar en consideración el efecto de empotramiento.
Las diferentes 
concentraciones corresponden a diferentes anchos de fractura. Se hace
fluir líquido 
midiendo diferencia de presión entre entrada y salida. Vemos que,
cualquier sea la 
concentración, cuando la presión de confinamiento pasa los 3000 psi la
arena pierde 
mucho de su conductividad, debido a la rotura de los granos. Además podemos observar la importancia de obtener altas concentraciones
de arena para 
lograr una adecuada conductividad, ya que a baja concentración (0.5
lb/pie
2) la conductividad es muy pobre, misma a muy baja presión de confinamiento.
Se puede hacer 
este mismo gráfico con cualquier otro tipo agente de sostén de
diferentes granulometrías. 
Las curvas tendrían comportamientos similares, pero con valores
diferentes. 
Según el proveedor este tipo de ensayo es graficado con conductividad
(mD-pie) o 
permeabilidad (mD) versus presión de confinamiento. En la realidad la
permeabilidad final 
del agente de sostén será todavía 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.

Figura 3. Efecto de la concentración


Empotramiento .
Si utilizamos bajas concentraciones de agente de sostén tenemos que
pensar que parte de 
la roca se va incrustar dentro del agente de sostén – al menos dentro
de la primera capa 
de agente de sostén en ambas caras de la fractura-. El fenómeno es
mayor en 
formaciones blandas. En la Figura 4 vemos cómo los granos de la
formación que son 
mucho más finos que los granos del agente de sostén penetran adentro.
Esto es lo que 
llamamos empotramiento (o «embedment» en inglés). El ancho perdido por este efecto se puede calcular en función de las
propiedades 
mecánicas de la roca, más blanda es la formación mayor será el
empotramiento. También 
a mayor presión de confinamiento mayor empotramiento. El valor de empotramiento es calculado por los diferentes simuladores,
que lo toman en 
consideración para calcular la conductividad final del empaque. 

Figura 4. Efecto del Empotramiento



Podemos
calcularlo:


Concentración de agente de sostén en lb/pie2
Cp = 5.2 γ
(1 – φp)w


Donde:
γ
: gravedad especifica del agente de sostén
φp : porosidad del empaque (fracción)
w : ancho empaquetado

Ancho perdido por empotramiento para esfuerzo > 2000 psi
We = Dp (0.8128 – 0.4191 ln[E])


Donde:
Dp : diámetro
promedio del agente de sostén (pul)
We max >>
1.5D
p
E : modulo de Young (en psi * E6)
Para presión de cierre < 2000 psi, empotramiento >> 0.5 We
Spalling.
En formaciones no consolidadas, además del empotramiento, actúa otro
efecto, el de 
«spalling» (movimiento y penetración de granos de
formación dentro del empaque). 
Cuando se empieza a producir el pozo, algunos de los granos de la
formación que han sido 
desconsolidados empiezan a moverse y van a penetrar dentro del
empaque, tapándolo 
parcialmente. Este efecto se adiciona al efecto de empotramiento, pero
tienen causas 
diferentes. Se puede calcular 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. 
El spalling fue observado en laboratorio sobre muestras de formaciones
no consolidadas, 
pero no fue observado sobre muestras de formaciones consolidadas.
No hay término español comunalmente utilizado para traducir spalling.
Granulometría (mesh size).
Figura 5. Distribución de los granos

Cuando especificamos un agente de sostén especificamos también su
granulometría o sea 
si se trata de un 12/20, 20/40, 30/70. Una granulometría 12/20
significa que el agente de 
sostén pasa a través de un tamiz de 12 hilos por pulgada y es retenido
sobre un tamiz de 
20 hilos por pulgada. ¿Por qué es importante tener un agente de sostén que tiene una
granulometría tan 
específica?. En los gráficos de la izquierda podemos observar que los
poros entre los 
granos son grandes, y por lo tanto el fluido va a poder pasar
fácilmente. En la Figura 5,
 los granos chicos se meten en el medio de los poros de los
granos grandes 
tapándolos parcialmente y no permiten que el fluido pase fácilmente a
través del 
empaque. Por eso no se debe mezclar agentes de sostén de granulometrías
diferentes, ni 
bombearlos uno tras el otro porque en la zona de la fractura donde las
dos granulometrías 
se mezclarán habría una zona de baja permeabilidad (conductividad)

En la Figura 6 vemos el efecto de la granulometría sobre la
conductividad de la fractura. 
Nuevamente son datos que vienen de la base de datos de Stimlab.
Es una arena marca 
Badger, a una temperatura de 150°F y con una concentración constante de 1.5
lb/pie². El 
ensayo fue realizado con diferentes granulometrías: 12/20, 16/30,
20/40 y una granulometría 
muy fina, 40/70, utilizada en pozos de gas. Esta presión de
confinamiento deberá ser tomada 
en cuenta para la elección del tipo de agente de sostén. La primera observación es la caída rápida de la conductividad de la
arena 12/20 bajo el efecto 
del incremento de la presión. Cuanto más gruesa es la arena de
fractura más frágil es. En 
consecuencia a mayor profundidad se deberá utilizar un agente de
sostén de menor tamaño 
de malla. Observamos también que a presión superior a 4500 psi, por
efecto de la rotura de 
los granos, sea cual sea la granulometría de la arena las
conductividades terminan teniendo 
valores similares. En pozos someros donde la presión de confinamiento es baja se
recomiende utilizar la mayor 
granulometría posible para tener una buena conductividad.

Figura 6. Efecto de la granulometría sobre la conductividad


Selección del agente de sostén.
El primero de los agentes de sostén históricamente utilizado, también
él más barato, es la 
arena, pero no cualquier arena. Las mejores marcas son Unimin, Badger,
ambas arenas 
blancas. Son arenas con altos porcentajes de cuarzo que tienen poco material
extraño 
como feldespatos, y son bien redondeadas. También existen arenas de
menor calidad 
como la Texas
o
la Norton. Por
el momento no hay proveedores de arenas de calidad en 
América Latina. Otro tipo de agente de sostén que se suele utilizar es la arena
resinada curable o precurada.


La arena resinada tiene más resistencia que la arena común debido a la
película 
de resina que se encuentra alrededor de los granos, lo que le otorga
una mayor 
resistencia. Ese tipo de agente de sostén se utiliza principalmente
para reservorios donde 
es necesario hacer control de arena. Dado que los granos están pegados
uno a otro se 
evita su producción post-fractura. Después existen materiales artificiales que tienen mayores
resistencias a la presión de confinamiento. Si la arena tiene una resistencia
de hasta
4000 a
5000 psi, una 
cerámica tiene una resistencia de 5000 a 10.000 psi. La
ventaja de los materiales artificiales es que son esferas prácticamente
perfectas y por lo tanto tienen una 
conductividad mucho mejor que la arena. El inconveniente es que son
mucho más caros. 
La cerámica procede generalmente de USA y la marca principal es Carbo
Ceramic que fabrica entre otros los agentes de sostén CarboLITE
TM, CarboPROPTM. Las cerámicas son clasificadas como agentes de sostén de resistencia
intermedia (
ISP: Intermedia Strength Proppant). Para pozos muy profundos, que deberán soportar altas presiones de
cierre se utiliza bauxita, que se clasifica como agente de sostén de alta
resistencia (
ISP: High Strength Proppant). Hay varios proveedores de bauxita en el mundo
entonces según la locación la bauxita puede ser más económica que la cerámica.


La elección del agente de sostén dependerá de varios factores:
La cantidad de agente sostén dependerá del volumen de fractura
que necesitamos lograr.
La granulometría será función de la presión de confinamiento a
la cual será sometido el 
agente de sostén, de la profundidad, del tipo de fluido a producir.
Por ejemplo, para 
petróleo a 3000 pies utilizaremos una arena 12/20, a 4000 pies una arena de 16/30 o 20/40. Si estamos fracturando un pozo de gas necesitamos conductividades
menores que para 
petróleo. A misma presión de confinamiento en un pozo de gas se puede
utilizar una arena 
40/70 cuando en un pozo de petróleo se utilizaría una cerámica 20/40. El tipo de agente de sostén dependerá principalmente de la
presión de confinamiento, y 
del costo.
En la Figura 7, se comparan tres tipos de agente de sostén de
granulometría 20/40 a 
una concentración de 1.5 lb/pie2 (Base de datos de Stimlab):

  •  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.


Aquí es importante tener claro que como los agentes de sostén tienen
diferentes 
gravedades especificas por una misma concentración de 1.5 lb/pie2 el ancho será diferente. La arena es más liviana por lo tanto generará un ancho
mayor que una bauxita. 
Uno podría esperar que a bajas presiones de confinamiento la bauxita
tenga menor 
conductividad que la arena por que a misma concentración tiene un
ancho menor, pero 
como la bauxita es bien esférica (al igual que la cerámica) la
conductividad es mayor. Se 
observa también el efecto de la presión de confinamiento y la
resistencia de cada uno de 
los agentes de sostén.

Figura 7. Comparación de tres tipos de apuntalantes a una
concentración de 1,5 lb/pie2


Arena resinada.
Figura 8. Comparación de una arena no resinada y resinada

Hemos visto que en ciertos casos se utiliza agente de sostén resinado.
Si es una arena 
resinada curable significa que
la resina todavía no terminó su proceso de endurecimiento 
cuando la bombeamos al pozo. Bajo el efecto de la temperatura, la
presión y de un 
activador la resina reacciona y los granos de arena se terminen de
pegar entre si en el 
fondo. Cuando trabajamos con arena pre-curada la resina ya terminó su
proceso de 
endurecimiento antes de bombearla en el pozo. Los granos no se pegarán
entre sí en la 
fractura. El grano de agente de sostén es recubierto de una capa de resina. Esta
película tiene algo 
de flexibilidad. Entonces mismo si los granos no quedan pegados esta
misma película de 
resina hace que la superficie de contacto entre los granos sea más
grande y no solamente 
un punto. En consecuencia la resistencia al arrastre y la resistencia
a la compresión son 
mayores. En la Figura 8 se compara la arena resinada y la arena no resinada.

Bridging – Puenteo en la fractura.
Durante el bombeo el objetivo es que el agente de sostén se dirija
hasta el fondo de la 
fractura. Hay que pensar en los granos de arena como dos personas que
quieren pasar por 
una puerta al mismo tiempo, si las personas son gordas no van a entrar
o de lo contrario 
necesitamos una puerta más ancha. En la fractura sucede lo mismo. Para
que los granos 
del agente de sostén puedan penetrar dentro de la fractura, el ancho de
la fractura debe 
ser por lo menos dos veces y medio el diámetro de los granos. O sea,
por una arena 12/20 
el ancho deberá ser dos veces y medio el diámetro de un grano malla
12. En caso 
contrario, se forman puentes en la fractura que impiden el flujo de la
mezcla gel-agente de 
sostén. Si en la fase de diseño vemos que no se puede conseguir el
ancho suficiente 
deberemos buscar otra granulometría. En los tratamientos tipo «Tip Screen Out» estamos buscando
la formación de estos 
puentes, pero en un lugar bien especificado dentro de la fractura.
De la misma manera que los granos tienen dificultades para entrar en
el interior de la 
fractura, pueden tener dificultades a pasar por los punzados.
Gruesbeck y Collins 
determinaron en 1978 una relación entre el diámetro mínimo del punzado
y el diámetro 
promedio del agente de sostén. Este trabajo experimental realizado
concluyó que para que 
pueda entrar cualquier concentración de agente de sostén el diámetro
del punzado debía 
ser por lo menos 6 veces el diámetro del grano mayor del agente de
sostén. Para más 
seguridad algunos autores consideran 6 veces el diámetro máximo del
agente de sostén y 
otros consideran 8 veces el diámetro promedio. En la Figura 9 se puede observar el efecto Bridging. 

Figura 9. Efecto Bridging



Material tomado de: Capítulo 6. Curso de Fracturamiento Hidráulico Repsol.



feed-icon-orange.png
Si visitas por primera vez Blog Petrolero, y te gusta su contenido, puedes suscribirte en la fuente RSS para que recibas las últimas actualizaciones. Para ellos debes hacer click al botón. Si quieres recibir los post directamente a tu correo electrónico, deberás colocar el mismo después de hacer click al siguiente enlace