Fractura hidráulica esperada

El trabajo de fractura es una operación difícil de modelar por las variables consideradas, donde se simula en base a estudios experimentales y es altamente usado en la industria, que entrega datos o estimaciones que tienen alta variabilidad entre un suelo y otro o que no pueden verificarse efectivamente. Aunque suene contradictorio, al modelar una fractura hidráulica, no puede comprobarse su efectividad hasta que ésta comience a producir, e incluso, aun así, no es posible definir con exactitud su alcance en el reservorio porque se requiere de la última tecnología para poder visualizar la geometría de su extensión, algo que nuestro país no ha usado, por costos y porque independiente del desarrollo final de la fractura, se han alcanzado los resultados esperados en producción. Obviamente, la modelación se realiza mediante un software especializado que basa su proyección en curvas empíricas para un fluido no Newtoniano, y para el caso de este análisis, se solicitó a una compañía de servicio de Enap la realización de esta simulación bajo los parámetros y variables definidos anteriormente por este estudio. Pese a solicitar esta información, es importante

comportamiento del proceso. Los puntos más importantes para tener en cuenta son los establecidos en la sección 2.2.11 sobre lo referido al potencial del reservorio, la geometría de la fractura, las presiones sobre el casing, el fluido de fractura y el agente apuntalante.

En torno a la geometría, se busca alcanzar la máxima horizontalidad al mayor ancho posible. Estas dos dimensiones dependen de la conductividad de la formación que se relaciona con la permeabilidad y porosidad de la roca. La longitud de la fractura depende del caudal de bombeo y el colchón inicial que se impulsa, ya que mientras mayor sean estas cantidades, más ala gana la fractura mejorando la capacidad de transporte del agente sostén. En lo referido al ancho, éste depende de la viscosidad del fluido junto con las propiedades de la roca, por lo que mientras se incrementa esta condición se ayuda a la longitud, pero, por otro lado, aumenta la presión neta sobre la roca, haciendo que la fractura se propague en altura. Esta última dimensión es la quiere controlarse y disminuirse al máximo porque hace que la modelación no cumpla lo esperado y la producción sea menor.

Las presiones durante esta operación se determinan mediante dos pruebas, ya que el pozo en estado estático recibe un fluido de alto peso molecular y propiedades reológicas que es bombeado a alta velocidad hasta romper las rocas generando un aumento considerable de presión interna, externa y en cabeza, dependiendo del caudal y diámetro de la tubería. En primer lugar, está la prueba de inyectividad, en la cual se bombea solo agua a través del trépano al perforar y mediante la cual se obtiene el gradiente de fractura en el pozo. Posterior a esta prueba y previo a la operación de estimulación, se realiza el Minifrac, prueba en la que se bombea 2 veces la capacidad total del pozo de un fluido de agua solo con aditivos, con el fin de ajustar los parámetros del modelo, como el gradiente definido en la inyectividad, el gradiente de temperaturas y algunas propiedades de las rocas. Con esto, y siguiendo las ecuaciones (44) a la (48) se obtienen los gradientes y las máximas presiones en el fondo y en superficie.

Toda la operación se realiza con un fluido de comportamiento no Newtoniano. En todos los pozos ZG del bloque Arenal, se está utilizando actualmente, una combinación de fluidos al fracturar, llamando a este proceso un modelo híbrido. Esta dualidad de fluidos se debe a las condiciones del pozo y a las propiedades esperadas en la interacción con la formación, como la capacidad de transporte, baja pérdida de fluido, por la fricción, y aumentar la longitud del ala. En los pozos ZG se usa slick water y gel lineal, donde ambos son a base agua, pero el primero cuenta con el agente sostén de mayor tamaño y algunos aditivos mientras que el segundo, con polímeros inhibidores y apuntalante

fricción, surfactante, estabilizador de arcillas, ruptores (para el gel), estabilizador de pH y viscosificante.

Finalmente, respecto del agente sostén, esta es arena tratada y clasificada por granulometría, la que se encarga de abrir la formación. En general, se usa arena Ottawa de tamaño 40_/

70 y 20/40 y CarboBond 20_/

40, que es una arena resinada para controlar un gran influjo de arena. Para modelar el comportamiento de las presiones se consideraron los parámetros más altos vistos en el bloque, referidos al gradiente de fractura, al caudal de bombeo y a la concentración de propante, con ello se pone un caso crítico, que posterior a este estudio sería posible ajustar y corregir de acuerdo a los resultados obtenidos en producción y en flujo de retorno, variables que no se pueden estimar con exactitud pero de las que se tienen referencias de los modelos actuales, de manera que se podrían comparar y analizar para ver la factibilidad de aumentar el volumen de extracción y aumentar la recuperación de volumen de fluido con aditivos inyectado (cercana al 22%) que contamina la formación.

En la Figura 4-4 se muestra la simulación de presiones en torno a todos los parámetros antes definidos, donde se considera como efecto crítico el estallido y colapso en el fondo, y en cabeza, para un caudal de 80 bpm. En base a las presiones de la simulación, se realizó el diseño de tuberías explicado en el ítem 4.2.1, verificando los factores de diseño mínimos.