Hydraulic Fracturing in Unconventional Reservoirs. (1-184pags)
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN yacimientos no convencionales FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO EN yacimientos no convencionale
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FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
EN yacimientos no convencionales
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
EN yacimientos no convencionales Teorías, Operaciones y Análisis Económico
HOSS BELYADI CONSOL Energy Inc.
EBRAHIM FATHI Universidad de Virginia Occidental
Fatemeh BELYADI Universidad de Virginia Occidental
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ISBN: 978-0-12-849871-2
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Editor: Joe Hayton Editor de Adquisición de alto nivel: Katie Hammon
Superior Editorial Gerente de Proyecto: kattie Washington
Producción Proyecto: Mohana Natarajan Diseñador: María Inés Cruz
Componer por MPS Limited, Chennai, India
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 Cromatógrafo de gas.
3
Figura 1.2 pirámide de los recursos de gas.
7
Figura 1.3 pizarra típica y la comparación de carbón.
10
Figura 1.4 registro de rayos gamma.
12
Figura 2.1
Esquemática de la isoterma de Langmuir típica.
Figura 2.2 Diferentes tipos de isotermas de adsorción.
17 18
Figura 2.3 Diferentes tipos de histéresis.
19
Figura 2.4 ilustración de la ley de Darcy.
24
Figura 2.5 Core permeámetro enchufe pulso-caries.
24
Figura 2.6 Automatizada de alta presión, alta temperatura (HPHT)
25
pulso-decaimiento permeámetro.
Figura 2.7 Doble de células porosımetro la ley de Boyle.
26
Figura 3.1
volumen aparente de la matriz de esquisto.
30
Figura 3.2
Impacto del volumen de Langmuir en la recuperación total de gas de gas de
36
Figura 4.1
Esquemática del enfoque de modelado multicontinuum.
esquisto horizontal.
Figura 4.2 acoplamiento hidráulico diferentes utilizados en multicontinuum
39 40
enfoque. Figura 4.3 medición del ángulo de contacto dinámico.
44
Figura 5.1 Complejo sistema ilustración fractura.
54
Figura 5.2 Biwing ilustración sistema de fracturas.
56
Figura 5.3
58
sistema de gel lineal 20 lb.
Figura 5.4 calidad de la espuma vs libras de agente de sostén por galón de espuma.
60
Figura 5.5 Tortuosidad.
63
Figura 5.6 frac base de diseño.
63
Figura 5.7 Densímetro.
71
Figura 6.1 agente de sostén Curable resina recubierto en condiciones estándar. 75 Figura 6.2 Curable agente de sostén recubierta con resina bajo depósito
75
condiciones. Figura 6.3 agente de sostén de cerámica.
77
Figura 6.4
78
100 tamaño de arena de malla.
Figura 6.5 La estimación visual de redondez y esfericidad.
81
Figura 6.6 Prueba tamizadora.
83
xiii
xiv
Lista de Figuras
Figura 6.7 Efecto del tamaño de agente de sostén en la productividad adimensional
86
índice de diferente permeabilidad del yacimiento. Figura 6.8 Efecto de diferentes tamaños agente de sostén y el volumen
86
combinación en el índice de la productividad del pozo adimensional.
Figura 6.9 ancho de la fractura.
87
Figura 6.10 Matriz y las interacciones de fractura hidráulica.
88
Figura 6.11 las pruebas de conductividad de la fractura.
89
Figura 6.12 curva de la permeabilidad relativa.
90
Figura 6.13 colocación Proppant en la fracturación hidráulica.
92
Figura 6.14 empotramiento de trituración Proppant.
93
Figura 6.15 Sin dimensiones frac conductividad vs drenaje efectivo
95
radio. Figura 7.1 Varias ilustraciones sarta de revestimiento.
101
Figura 7.2 limitación de crecimiento de la fractura.
103
Figura 7.3 Geometría de la fractura hidráulica única y sencilla fallo. 104 Figura 7.4 Simulación numérica de cambio en la tendencia de deslizamiento
105
alrededor presurizado fracturas hidráulicos de etapas múltiples utilizando la técnica de elementos finitos.
Figura 8.1
Esquemática de un aparato de bucle de flujo.
Figura 8.2 Fluya resultados de la prueba de bucle.
109 110
Figura 8.3 gel de base lineal (cadenas de polímero).
117
Figura 8.4 gel reticulado.
119
Figura 9.1
ISIP ilustración.
123
Figura 9.2
ISIP selección.
124
Figura 9.3 Fractura presión extensión.
135
Figura 9.4 determinación de la presión de cierre de la inyección
136
otoño-de prueba.
Figura 9.5 interpretación presión de la red.
138
Figura 11.1 tapón puente compuesto.
172
Figura 11.2 pistolas de perforación.
173
Figura 11.3 Vista interior de pistolas de perforación.
173
Figura 11.4 balón Frac interior de un tapón puente compuesto para frac
174
aislamiento etapa.
Figura 11.5 Plug and clúster ejemplo espaciamiento.
174
Figura 12.1 eliminación gradual perforación.
186
Figura 12.2 Limita frente ejemplo sin límites.
189
xv
Lista de Figuras
Figura 12.3 Hasta dip dip frente hacia abajo.
190
Figura 12.4 colector de estrangulamiento.
195
Figura 12.5 Trampa de arena.
197
Figura 12.6 separadores horizontales.
200
Figura 12.7 separador horizontal de cuatro fases desde el interior.
200
Figura 12.8 controlador de nivel de líquido (LLC).
200
Figura 12.9 regulador de contrapresión (BPR).
201
Figura 12.10 Mecánica pop-off.
201
Figura 12.11 Los tanques de petróleo (tanques verticales).
203
Figura 12.12 Llamarada.
203
Figura 12.13 análisis nodal.
205
Figura 13.1 ejemplo el módulo de Young.
209
Figura 13.2 ilustración de la relación de Poisson.
212
Figura 13.3 Los pozos perforados perpendicular al esfuerzo horizontal máximo.
222
Figura 13.4 Longitudinal frente a fracturas transversales.
223
Figura 13.5 Así localización y fracturas transversales.
223
Figura 14.1 prueba de inyección fractura típica.
227
Figura 14.2 BHP frente raíz cuadrada del tiempo.
229
Figura 14.3 raíz cuadrada de ejemplo el tiempo.
230
Figura 14.4 Iniciar sesión gráfico log.
232
Figura 14.5 Iniciar sesión log ejemplo trama.
233
Figura 14.6 Iniciar sesión log ejemplo parcela 2.
234
Figura 14.7 Dependiente de la presión de fugas.
236
Figura 14.8 parcela G-función con PDL ejemplo firma.
238
Figura 14.9 comportamiento recesión altura.
239
Figura 14.10 Altura recesión de fugas.
240
Figura 14.11 parcela G-función con la firma recesión altura
241
ejemplo. Figura 14.12 extensión de la punta de fugas.
242
Figura 14.13 análisis Horner.
246
Figura 14.14 ejemplo análisis Horner.
247
Figura 14.15 parcela Linear-tiempo de flujo de función (ACA).
248
Figura 14.16 parcela función de tiempo de flujo radial.
249
Figura 15.1 Khristianovic Geertsma de Klerk (KGD) fractura
258
geometría, diagrama esquemático.
Figura 15.2 Perkins y Kern (PKN) geometría de la fractura, diagrama esquemático.
258
xvi
Lista de Figuras
Figura 15.3 geometría de la fractura radial.
259
Figura 15.4 Esquemática de modelo de fractura pseudo-3D.
262
Figura 15.5 Diferentes regímenes de fracturación hidráulica.
263
Figura 16.1 hoyo en-tierra.
272
Figura 16.2 tanque de almacenamiento sobre el suelo (AST).
272
Figura 16.3 baterías de tanques.
273
Figura 16.4 Bomba centrífuga desde el interior.
276
Figura 16.5 maestros de arena.
277
Figura 16.6 maestros de arena y T-correa.
278
Figura 16.7 Tolva y una mezcladora de tornillos.
278
Figura 16.8 tornillos de arena con el agente de sostén en la tolva.
279
Figura 16.9 Blender bañera y una mezcladora de tornillos.
283
Figura 16.10 bolsas químicos.
283
Figura 16.11 hierro de alta presión y la manguera de baja presión en el
285
misil. Figura 16.12 Tres de ida colector frac.
286
Figura 16.13 Una visión general del sitio frac.
287
Figura 16.14 gráfico de presión.
288
Figura 16.15 presión neta inferior hoyos (NBHP) gráfico.
289
Figura 16.16 gráfico de Química.
289
Figura 16.17 frac equipos de instalación.
291
Figura 16.18 pico de presión y bomba de viajes.
291
Figura 16.19 Mecánica pop-off.
292
Figura 16.20 Transductor de presión.
293
Figura 16.21 El transductor de presión en una bomba.
293
Figura 16.22 cabeza Tubing con la tubería de producción colgada dentro de la
300
colgador de tubería.
Figura 16.23 Válvula hidráulica.
301
Figura 16.24 Flujo cruzado, 2 v y 4 v lados.
302
Figura 16.25 Neumático frente a la EDS hidráulico.
302
Figura 16.26 Válvula manual.
303
Figura 16.27 Cuatro vías carga de entrada frac (cabeza de cabra).
303
Figura 16.28 boca de pozo frac típica.
304
Figura 17.1 Nominal frente al descenso eficaz.
307
Figura 17.2 pozo de gas declinación de la producción con varios segundo.
308
Figura 17.3 disminución exponencial.
310
Lista de Figuras
xvii
Figura 17.4 declive hiperbólico.
310
Figura 17.5 Hyperbolic frente declive hiperbólico modificado.
312
Figura 17.6 Secante frente a las tasas de declinación tangentes.
315
Figura 18.1 cash-flow neto (NCF) modelo.
326
Figura 18.2 ilustración punto de cruce.
366
LISTA DE MESAS
Tabla 1.1 Los componentes típicos de Gas Natural
2
Tabla 1.2 Usos generales de los componentes del gas natural
2
Tabla 1.3 BTU de cada componente de Gas Natural
3
Tabla 1.4 Promedio Ponderado BTU Factor Ejemplo
4
Tabla 1.5 Diferentes tipos de kerógeno
9
Tabla 1.6 Los valores de reflectancia de vitrinita y embalse
9
Relación Tabla 1.7 TOC típica de América del Norte Shale Plays
10
Tabla 3.1 Producciones acumulada de gas, gas inicial en su lugar,
36
y Gas factor de recuperación obtenidos para diferentes condiciones de Volumen de Langmuir
Tabla 5.1
Gravedad específica (SG) de ácido HCl
64
Tabla 6.1 Las comparaciones apuntalantes
77
Tabla 6.2
82
Las aberturas de tamiz estándar
Tabla 8.1 La rugosidad relativa
113
Tabla 9.1 Entrada limitada Ejemplo de diseño
131
Tabla 9.2 Bottom-Hole presión (BHP) Versus sqrt (Time)
136
Ejemplo Tabla 10.1 Horario ejemplo agua Slick
152
Tabla 10.2 Completado Horario respuesta Agua Slick
153
Tabla 10.3 Ejemplo de diseño de espuma Horario
167
Tabla 13.1 Fragilidad y Ratios Fracability Ejemplo
214
Tabla 13.2 Profundidad vertical verdadera (TVD), coeficiente de Poisson, y Poros
219
Gradiente de presión
Tabla 17.1 Mecanismo depósito Drive Versus b Los valores
308
Tabla 17.2 Los volúmenes de producción acumulados y mensuales
318
Ejemplo Tabla 17.3 Tasa Ejemplo de producción mensual
322
Tabla 17.4 Ejemplo hiperbólica Resumen
323
Tabla 18.1 Interés ingresos netos (NRI) Ejemplo
330
Tabla 18.2 Gas, CND, y los volúmenes de producción de LGN
337
Tabla 18.3 Ejemplo Net Opex
341
Tabla 18.4 Ejemplo ingresos netos
343
Tabla 18.5 Ejemplo NYMEX y pronóstico Basis
345
Tabla 18.6 Ejemplo NPV
359
xix
xx
Lista de mesas
Tabla 18.7 Valor Actual Neto Resumen
360
Tabla 18.8 Presente ejemplo Valor Resumen
361
Tabla 18.9 Ejemplo IRR
364
Tabla 18.10 NPV a diversas tasas Ejemplo Descuento
365
Tabla 18.11 Ejemplo IRR
365
Tabla 18.12 Valor Actual Neto (VAN) Perfil
366
Tabla 18.13 Ejemplo MIRR
369
Tabla 18.14 Período de amortización Ejemplo
370
Tabla 18.15 Rebajadas Período de amortización Ejemplo Problema
371
Tabla 18.16 Rebajadas Período de amortización Ejemplo respuesta
372
Tabla 18.17 Índice de rentabilidad Ejemplo Problema
373
Tabla 18.18 Ejemplo rentabilidad Índice de respuesta
373
Tabla 18.19 ACR2 7 años
374
Tabla 18.20 Gravable Ejemplo Ingresos Problema
376
Tabla 18.21 Gravable Ejemplo Ingresos respuesta
376
Tabla 18.22 ATAX mensuales sin NCF Ejemplo
377
Problema
Tabla 18.23 ATAX mensuales sin NCF Ejemplo respuesta 378 Tabla 18.24 Perfil ATAX y BTAX NPV Ejemplo
391
Lista de ecuaciones
La ecuación 2.1 Washburn
14
La ecuación 2.2 función exponencial RMN
15
La ecuación 2.3 isoterma de Langmuir (contenido de gas)
17
La ecuación 2.4 forma linealizada de la ecuación de Langmuir
18
Ecuación 2.5 ecuación de Freundlich
18
La ecuación 2.6 ecuación de Langmuir Combinado
18
La ecuación 2.7 compresibilidad Pore
22
ecuación 2.8 La ley de Darcy
23
La ecuación 2.9 Permeabilidad
23
La ecuación 3.1 OGIP total
30
La ecuación 3.2 libre OGIP
30
La ecuación 3.3 corrección capa adsorbida
31
La ecuación 3.4 Van der Waals ecuación de estado
33
La ecuación 3.5 Van der Waals ecuación de factor de corrección de estado
34
para volúmenes de moléculas de gas
La ecuación 3.6 densidad de gas adsorbido
34
La ecuación 3.7 Factor de recuperación
35
La ecuación 4.1 tensión efectiva
37
La ecuación 4.2 balance de materiales en materias orgánicas
39
La ecuación 4.3 balance de materiales en materias inorgánicas
40
La ecuación 4.4 balance de materiales en el sistema de la fractura
40
La ecuación 4.5 la cinética de adsorción de gas
41
La ecuación 4.6
Tensión interfacial
42
La ecuación 4.7 Joven ecuación Dupre'
43
La ecuación 4.8 ángulo de contacto de equilibrio
44
La ecuación 4.9 presión capilar
45
La ecuación 4.10 índice de humectabilidad Amott
47
La ecuación 5.1 conversión gel lineal a GPT
57
La ecuación 5.2 calidad de la espuma
60
La ecuación 5.3 volumen de ácido original
sesenta y cinco
La ecuación 5.4 volumen de la almohadilla método Nolte
66
La ecuación 5.5
Shell volumen almohadilla método
66
La ecuación 5.6 Kane volumen almohadilla método
66
La ecuación 5.7 volumen de descarga
70
La ecuación 5.8 capacidad de carcasa
70
xxi
xxii
Lista de las ecuaciones
La ecuación 6.1 velocidad de sedimentación agente de sostén re # 2.0
84
La ecuación 6.2 velocidad de sedimentación Proppant (2, Re, 500 Þ
84
La ecuación 6.3 velocidad de sedimentación agente de sostén ( re $ 500 Þ
84
La ecuación 6.4 Corregido velocidad de sedimentación agente de sostén
85
La ecuación 6.5 la viscosidad del fluido Frac
85
La ecuación 6.6 conductividad de la fractura
87
La ecuación 6.7 conductividad de la fractura sin dimensiones
88
La ecuación 6.8 estrés agente de sostén
94
La ecuación 7.1
104
tendencia de deslizamiento
La ecuación 8.1 presión de fricción Pipe
111
La ecuación 8.2 fluido newtoniano número de Reynolds
112
La ecuación 8.3 rugosidad relativa
112
La ecuación 8.4 Fanning factor de fricción para el flujo laminar
112
La ecuación 8.5 factor de fricción Darcy para flujo turbulento
113
La ecuación 8.6 Fanning factor de fricción para el flujo turbulento
113
La ecuación 9.1 Presión
121
La ecuación 9.2 Presion hidrostatica
122
La ecuación 9.3 gradiente de presión hidrostática
122
La ecuación 9.4
Instantáneo presión de cierre en
124
La ecuación 9.5 gradiente de frac
125
La ecuación 9.6 Bottom-agujero tratamiento de ecuaciones de presión
126
La ecuación 9.7 La presión total de fricción
126
La ecuación 9.8 presión de fricción Perforación
128
La ecuación 9.9 Número de perforaciones abiertas (agujeros)
129
La ecuación 9.10 eficiencia de los disparos
129
La ecuación 9.11 Q / N en el diseño de entrada limitada
130
La ecuación 9.12 presión de fricción cerca del pozo
133
La ecuación 9.13 Fractura presión extensión
133
La ecuación 9.14 Tiempo para alcanzar el cierre
135
La ecuación 9.15 presión de la red, la ecuación 1
137
La ecuación 9.16 presión neta
137
La ecuación 9.17 -Tratamiento de la superficie de presión
139
La ecuación 9.18 potencia hidráulica
140
La ecuación 9.19 BHTP reordenado
140
La ecuación 10.1 factor de volumen absoluto
143
La ecuación 10.2 tasa limpia
144
La ecuación 10.3 densidad de la suspensión
145
La ecuación 10.4 volumen de la suspensión
147
Lista de las ecuaciones
xxiii
La ecuación 10.5 etapa agente de sostén
148
La ecuación 10.6 Arena por pie
148
La ecuación 10.7 Agua por pie
149
La ecuación 10.8 relación de arena-agua (SWR)
149
La ecuación 10.9 pies cúbicos estándar de nitrógeno por barril de líquido 154 ecuación 10.10 volumen de espuma
155
ecuación 10.11 volumen de nitrógeno
155
ecuación 10.12 concentración arena Blender
156
ecuación 10.13 factor de estiércol líquido (SF)
157
ecuación 10.14 tasa limpia (sin agente de sostén)
157
ecuación 10.15 tasa limpia (con agente de sostén)
158
ecuación 10.16 velocidad de pulpa con el agente de sostén
159
ecuación 10.17 tasa de nitrógeno (sin agente de sostén)
159
ecuación 10.18 tasa de nitrógeno (con agente de sostén)
160
La ecuación 12.1 caída de presión crítica
193
La ecuación 12.2 capacidad de líquido
202
La ecuación 13.1 el módulo de Young de estática análisis de núcleos
208
La ecuación 13.2 módulo de formación
208
La ecuación 13.3 el módulo de Young de dinámica de análisis de registros
208
La ecuación 13.4 conversión módulo de estática joven
209
La ecuación 13.5 ratio, análisis de núcleos de Poisson
210
La ecuación 13.6 la relación de Poisson, análisis de registro
210
La ecuación 13.7 R v cálculo
210
La ecuación 13.8 relación de fragilidad
212
La ecuación 13.9 constante incompresibilidad
213
ecuación 13.10 constante de rigidez
213
ecuación 13.11 relación Fracability
213
ecuación 13.12 La densidad media formación
215
ecuación 13.13 esfuerzo vertical
215
ecuación 13.14 esfuerzo horizontal mínimo
216
ecuación 13.15 constante de Biot
217
ecuación 13.16 estimación de la constante de Biot
217
ecuación 13.17 presión de rotura para el fluido penetrante
218
ecuación 13.18 presión de rotura para el fluido no penetrante
218
La ecuación 14.1 tiempo G-función
235
La ecuación 14.2 anisotropía
237
La ecuación 14.3 permeabilidad efectiva usando parcela G-función
243
xxiv
Lista de las ecuaciones
La ecuación 14.4 eficiencia de fluido usando el tiempo G-función
243
La ecuación 14.5 tiempo de Horner
245
La ecuación 14.6 transmisibilidad reservorio
245
La ecuación 14.7 función de tiempo de flujo lineal
247
La ecuación 14.8 función de tiempo de flujo radial
248
La ecuación 14.9 función de tiempo de flujo utilizando radial Transmisibilidad
249
La ecuación 15.1 Estrés
254
La ecuación 15.2 conservación de la masa en la fractura
260
La ecuación 15.3 modelo de fugas de Carter
260
La ecuación 15.4 condición de equilibrio
261
La ecuación 15.5 ley constitutiva
261
La ecuación 15.6 Desplazamiento
261
La ecuación 15.7 K metro definición
262
La ecuación 15.8 do metro defenition
263
La ecuación 16.1 el principio de Bernoulli para el flujo incompresible
273
La ecuación 16.2 Ronda por minuto (rpm) de cálculo
280
La ecuación 16.3 Cantidad de producto químico necesario por etapa
295
La ecuación 17.1 Decline ecuación de la curva diferencial
306
La ecuación 17.2 disminución efectiva
307
La ecuación 17.3 ley de potencia modelo de decaimiento exponencial
312
La ecuación 17.4 disminución exponencial estirada
312
La ecuación 17.5 relación de tiempo acumulado
313
La ecuación 17.6 modelo de declive Duong
313
La ecuación 17.7 Determinación de los parámetros un y metro en Duong
313
modelo de declive
La ecuación 17.8 exponencial nominal mensual
314
La ecuación 17.9 tasa de disminución exponencial
314
ecuación 17.10 tangente hiperbólica nominal mensual
315
ecuación 17.11 Mensual nominal hiperbólica secante
315
ecuación 17.12 tasa de disminución hiperbólica
316
ecuación 17.13 Mensual volumen acumulado hiperbólica
316
ecuación 17.14 disminución nominal mensual
319
ecuación 17.15 disminución anual efectiva
319
La ecuación 18.1 interés neto de los ingresos (NRI)
329
La ecuación 18.2 los precios del gas ajustado
330
La ecuación 18.3 total de los factores de contracción
331
La ecuación 18.4 Opex total por mes
336
La ecuación 18.5 impuesto de indemnización por mes
338
xxv
Lista de las ecuaciones
La ecuación 18.6 impuesto al valor
340
La ecuación 18.7 Opex neta
341
La ecuación 18.8 Mensual se redujo la producción neta de gas
342
La ecuación 18.9 Mensual se redujo líquido neto de gas natural (LGN)
342
producción ecuación 18.10 Mensual se redujo la producción neta CND
342
ecuación 18.11 Ingresos netos
342
ecuación 18.12 El gasto de capital neto
348
ecuación 18.13 Tasa de interés nominal
349
ecuación 18.14 Ganancia (excluyendo la inversión)
350
ecuación 18.15 BTAX mensual NCF no descontado
350
ecuación 18.16 coste medio ponderado del capital (WACC)
353
ecuación 18.17 bienes de capital modelo de precios (CAPM)
355
ecuación 18.18 Valor actual neto (NPV)
358
ecuación 18.19 BTAX o ATAX alto mensuales de NCF
362
ecuación 18.20 tasa interna de retorno (TIR)
363
ecuación 18.21 tasa interna de rendimiento modificada (MIRR)
368
ecuación 18.22 Periodo de recuperación
370
ecuación 18.23 índice de rentabilidad
372
ecuación 18.24 cálculo de la amortización mensual de modelo fiscal
374
ecuación 18.25 fecha de inversión de renta gravable @
375
ecuación 18.26 renta imponible después de la inversión
375
ecuación 18.27 impuesto de sociedades
376
ecuación 18.28 ATAX mensual NCF no descontado
377
BIOGRAFÍA
Hoss Belyadi comenzó su carrera como ingeniero de diseño de terminaciones y el bombeo de Marcelo, Utica, y Devónico superior esquisto juega, y actualmente es ingeniero de yacimientos senior de CONSOL Energy especializada en la producción y optimización de terminaciones, terminaciones y modelado de yacimientos, y la evaluación de proyectos. El Sr. Belyadi es también un miembro de la facultad adjunto en la Universidad de Virginia Occidental enseñanza de diseño de la estimulación frac hidráulico. El Sr. Belyadi ha sido miembro de la Society of Petroleum Engineers (SPE) desde 2006 y ha sido autor y coautor de varios artículos de la SPE en terminaciones optimización y mejora de la producción. Hoss obtuvo su licenciatura y maestría, tanto en ingeniería de petróleo y gas natural, Universidad de West Virginia.
Ebrahim Fathi Actualmente es profesor asistente de ingeniería de petróleo y gas natural en la Universidad de Virginia Occidental. En 2014, el Dr. Fathi recibió el Premio Rossiter W. Raymond Memorial del Instituto Americano de Minería, Metalurgia y Petróleo (AIME), y el Premio Editor Técnico Sobresaliente de SPE en 2013. Ebrahim ha sido autor de varias publicaciones en revistas revisadas por pares y conferencia papeles. Ha sido muy involucrado en la investigación sobre diversos aspectos de la evolución de yacimientos no convencionales, incluyendo la fracturación hidráulica de múltiples etapas de pozos horizontales y la predicción de la reactivación de fallo. Su investigación también ha incluido la medición de laboratorio y caracterización de transporte de fluidos y el almacenamiento en esquistos ricos en materia orgánica, la investigación innovadora desarrollo de una nueva generación de simuladores de flujo de yacimientos no convencionales, y el área de dinámica de fluidos computacional. Obtuvo una licenciatura en la exploración de la ingeniería de minas y una maestría en exploración de ingeniería de petróleo, ambos de la Universidad de Teherán, así como un doctorado y post-doctorado en ingeniería petrolera de la Universidad de Oklahoma.
Fatemeh Belyadi Actualmente es profesor asistente de ingeniería de petróleo y gas natural en la Universidad de Virginia Occidental. El Dr. Belyadi fue anteriormente con Exterran Energy Solution Company y Petróleo y Gas Company Kish (KOGC), donde se especializó en equipos de proceso, plantas de gas, refinería de diseño del reactor, y la gestión de los embalses. SPE publica una
xxvii
xxviii
Biografía
gran parte de su actividad profesional, y que asiste y presenta ponencias en conferencias de la SPE con regularidad. Sus áreas de investigación incluyen el flujo de fluido de múltiples fases, la integridad del pozo, el diseño y la gestión de fluidos de perforación, y la recuperación mejorada de petróleo, especialmente de los pozos stripper. El Dr. Belyadi recibió su BS, MS, y doctor en ingeniería de petróleo y gas natural de la Universidad de Virginia Occidental.
PREFACIO
No convencionales yacimientos de petróleo y gas están jugando un papel importante en el suministro de energía limpia, la sostenibilidad del medio ambiente, y una mayor seguridad para todas las naciones. Aplicación de la perforación de pozos horizontal y tratamientos de fracturación hidráulica de múltiples etapas permite una enorme cantidad de hidrocarburo a ser liberados de diferentes depósitos de aceite / gas de esquisto. Debido a la producción de estos enormes recursos en América del Norte y la proliferación potencial de las tecnologías de producción y desarrollo, los Estados Unidos juega un papel crucial en el cambio del panorama global de la energía de muchas maneras, dando lugar a un creciente interés en los recursos de petróleo / gas no convencionales en todo el mundo. Sin embargo, conocimiento muy limitado sobre las características del yacimiento de esquisto y las dificultades asociadas con las estrategias de fracturamiento hidráulico y de producción debido a la ultratight y la naturaleza de la estructura de múltiples escalas de esquisto dan lugar a una producción limitada de estos recursos sustanciales. Por lo tanto, existe una necesidad crítica de desarrollar nuevas tecnologías que pueden mejorar la recuperación final y minimizar el impacto ambiental y la huella asociada a estas actividades, además de satisfacer las necesidades de la industria, los gobiernos y el mundo académico.
Tener experiencia en la industria y el mundo académico, hemos integrado la literatura más reciente en el área de caracterización de yacimientos de esquisto y la fracturación hidráulica con nuestra experiencia personal en la enseñanza y la realización de trabajos de fracturamiento hidráulico en yacimientos no convencionales. Una de las principales razones de este libro fue escrito es colocar la compleja naturaleza de la fractura hidráulica en yacimientos no convencionales en un enfoque práctico que puede ser aplicado como un flujo de trabajo para el diseño de tratamientos de fracturas en varias cuencas de esquisto en todo el mundo.
El libro se centra en las teorías, las mejores prácticas, el funcionamiento y la ejecución, y el análisis económico de la fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales. Sin embargo, cubre temas generales incluyendo la introducción a yacimientos no convencionales, caracterización avanzada depósito de esquisto, y el cálculo de esquisto gas en el lugar. El libro expande teorías básicas de fracturación hidráulica y temas avanzados en estimulación de yacimientos de esquisto. Las discusiones abarcan sistemas diferentes de fluidos, diseño agente de sostén, huellas de desarrollo convencionales, selección química y el diseño, el tratamiento de la fractura y de diseño de perforación, análisis de la presión de fractura, horizontales técnicas terminaciones de etapas múltiples, terminaciones y de contraflujo
xxix
xxx
Prefacio
evaluación del diseño en relación con la producción, las propiedades mecánicas de la roca y en el estrés situ, prueba de inyección fractura de diagnóstico, la simulación numérica de la propagación hidráulico de fracturación, el funcionamiento y ejecución, análisis de curvas de declinación, y el análisis económico finalmente detallada en reservorios de esquisto no convencionales.
La fracturación hidráulica en embalses no convencionales: Teorías, operaciones y Análisis Económico sirve como una herramienta de referencia y guía para los ingenieros de campo en la industria del petróleo y el gas y los geólogos interesados en el desarrollo de yacimientos no convencionales. Su estilo de escritura práctica, ejemplos de campo y prácticas lo convierten en un material didáctico valioso para los estudiantes de grado y posgrado en universidades e institutos de investigación.
CAPÍTULO UNO
Introducción a los yacimientos no convencionales
INTRODUCCIÓN Petróleo y gas natural son extremadamente importantes. Nuestra sociedad depende de los combustibles fósiles. Sólo ellos ofrecen muchos de nuestros más grandes comodidades y conveniencias de todos los días. A partir de los embalajes de nuestros alimentos, a la manera en que calentamos nuestros hogares, a todas nuestras diversas necesidades de transporte, sin combustibles fósiles nuestro modo de vida, llegará a un alto. A la luz de los avances tecnológicos actuales del petróleo y el gas natural será el actor principal en la industria de la energía en los próximos años. Otras fuentes de energía como la eólica, solar, energía eléctrica, biocombustibles, y así sucesivamente con el tiempo contribuirán junto con los combustibles fósiles para satisfacer la creciente demanda mundial de energía. Cuando se compara con diferentes combustibles fósiles gas natural es el más limpio porque emite cantidades mucho más pequeñas de CO 2 cuando se queman. El gas natural es una mezcla de hidrocarburos que consiste principalmente en metano (CH 4). También incluye cantidades variables de hidrocarburos más pesados y algunos nonhydrocarbons (como se presenta en Tabla 1.1 ). usos generales de los componentes del gas natural también se presentan en Tabla 1.2 . El gas natural se puede encontrar en los bolsillos como yacimientos de gas estructural o estratigráfica o en depósitos de petróleo como un casquete de gas. Los hidratos de gas metano de carbón y se consideran como una importante fuente de gas natural. El gas natural se mide por MSCF, que es de 1000 pies cúbicos estándar (SCF) de gas. La combustión de 1 pie cúbico de gas natural produce una cantidad igual de 1000 unidades térmicas británicas (BTU), la unidad tradicional para la energía. Una BTU, por definición, es la cantidad de energía necesaria para enfriar o calentar una libra de agua en un grado Fahrenheit. Cada hidrocarburo tiene un BTU diferente y el más pesado es el hidrocarburo más alta es la BTU se convierte. Tabla 1.3 muestra la BTU / SCF y el factor de BTU para cada componente de gas natural. Como se verá más adelante, el metano tiene un BTU de 1012. Si el precio del gas se supone que es $ 4 / MMBTU, 1 MSCF de metano puro tendría un valor de $ 4.048 / MSCF. Para medir la real
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
DOI: http://dx.doi.org/10.1016/B978-0-12-849871-2.00001-0
© 2017 Elsevier Inc. Todos los derechos reservados.
1
2
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Tabla 1.1 Los componentes típicos de Gas Natural
Componentes de
Fórmula
Fórmula
Gas Natural
química
corta
Metano
CH 4
do 1
etano
do 2 H 6
do 2
Propano
do 3 H 8
do 3
yo- Butano
do 4 H 10
yo- do 4
norte- Butano
do 4 H 10
norte- do 4
yo- pentano
do 5 H 12
yo- do 5
norte- pentano
do 5 H 12
norte- do 5
hexano 1
do 6 H 14
do61
Nitrógeno
norte 2
norte 2
Inerte / no calor
Dióxido de carbono
CO 2
CO 2
contenido
Oxígeno
O2
O2
fracciones ligeras
Más pesado
hidrocarburos
Tabla 1.2 Usos generales de los componentes del gas natural
Usos generales de los componentes del gas natural
Metano
Cocina, calefacción, combustible, producción de gas de hidrógeno durante la refinación de petróleo,
etano
El etileno para plásticos, la materia prima petroquímica
Propano
la calefacción residencial y comercial, combustible para cocinar, petroquímica
yo- Butano
materia prima para refinado, mezcla en la gasolina, materia prima petroquímica
norte- Butano
materia prima petroquímica, de la mezcla de gasolina
yo- pentano
“Gasolina Natural” mezclado en la gasolina, combustible de aviación, nafta
norte- pentano
“Gasolina Natural” mezclado en la gasolina, combustible de aviación, nafta
hexano 1
“Gasolina Natural” mezclado en la gasolina, combustible de aviación, nafta
Nitrógeno
El aire es 78% N 2
Carbón
El aire es 0,04% de CO 2
y la producción de amoníaco
materia prima
agrietamiento
agrietamiento
agrietamiento
dióxido Oxígeno
El aire es 21% O 2
BTU de gas natural, una muestra de gas se toma de un pozo de producción. Esta muestra se lleva luego al laboratorio, y mediante el uso de un dispositivo llamado un cromatógrafo de gases de la composición de gas natural (% en moles) se puede medir por componente. Después de medir la composición del gas de la muestra de gas natural, los BTU medios ponderados aproximadas del gas pueden ser calculados. Es importante tener en cuenta que el gas natural se vende por volumen
3
Introducción a los yacimientos no convencionales
Tabla 1.3 BTU de cada componente de Gas Natural Componentes de Gas Natural
BTU / SCF
MMBTU por MSCF (BTU Factor)
Metano
1012
1.012
etano
1774
1,774
Propano
2522
2,522
yo- Butano
3259
3.259
norte- Butano
3270
3.27
yo- pentano
4010
4.01
norte- pentano
4018
4,018
hexano 1
4767
4,767
Nitrógeno Oxígeno El dióxido de carbono
Figura 1.1 Cromatógrafo de gas.
y el contenido de calor. Por lo tanto, el contenido de calor (BTU promedio ponderado) de gas natural debe ser medido y calculado para fines de venta. Fig. 1.1 muestra el instrumento cromatógrafo de gases.
•••
Ejemplo Una muestra de gas se toma de un sitio bien la producción y se transfiere al laboratorio. El uso de un cromatógrafo de
gases, se midió la composición de la muestra de gas natural. El resultado se expresa en Tabla 1.4 como% en moles de cada componente. Calcular los BTU aproximadas de la muestra de gas, descartando factor de compresibilidad debido a que el factor de compresibilidad cambiará ligeramente la BTU.
4
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Tabla 1.4 Promedio Ponderado BTU Factor Ejemplo Cromatógrafo simple Producto
Conocido
Componentes de
BTU / SCF MMBTU por MSCF
mol%
(BTU Factor)
Gas Natural
Producto BTU Factor y Mol%
Metano
1012
1.012 3
88.2187
5 0.8928
etano
1774
1,774 3
9.3453
5 0.1658
Propano
2522
2,522 3
1.4754
5 0,0372
yo- Butano
3259
3.259 3
0.1768
5 0,0058
norte- Butano
3270
3.27 3
0,2125
5 0.0069
yo- pentano
4010
4.01 3
0.0586
5 0,0023
norte- pentano
4018
4,018 3
0,0236
5 0,0009
hexano 1
4767
4,767 3
0,0313
5 0,0015
Nitrógeno
0.3323
Dióxido de carbono
0.0932
Oxígeno
0,0323
Total (factor BTU promedio ponderado)
1.113
Para calcular el BTU promedio ponderado de gas, tomar el% mol (medido desde el cromatógrafo de gases) y se multiplica por el factor de BTU de cada componente. La suma de producto de% en moles y el factor de BTU producirá el factor BTU promedio ponderado. El BTU de la muestra de gas es 1113 (no corregido para compresibilidad), pero el factor BTU es 1.113. Si el precio del gas es de $ 4 / MMBTU el valor del gas basado en el contenido de calor es en realidad 4 3 1.113 5 $ 4.452 / MSCF.
DIFERENTES TIPOS DE GAS NATURAL El gas natural se puede encontrar en diferentes formas, tales como líquido de gas natural (NGL), gas natural comprimido (GNC), gas natural licuado (LNG) y gas licuado de petróleo (GLP). Líquidos de gas natural se refieren a los componentes del gas natural que son líquidos a las instalaciones de superficie o plantas de procesamiento de gas. Para el propósito de este libro, líquidos de gas natural consisten de etano, propano, butano, pentano, hexano y 1, pero no incluyen metano. Iso-pentano, norte- pentano, hexano y 1 también son llamados “gasolina natural.” CNG es la compresión del gas natural a menos del 1% del volumen ocupado de la presión atmosférica estándar. CNG se almacena y transporta en envases cilíndricos y de alta presión esféricos. LPG consta sólo de propano y butano
Introducción a los yacimientos no convencionales
5
y que ha sido licuado a bajas temperaturas y presiones moderadas. LPG tiene muchos usos incluyendo la calefacción, la cocina, la refrigeración, el combustible del motor, y así sucesivamente. Un ejemplo sencillo de LPG es un tanque de propano utilizado para asar a la parrilla. Además de los tipos de gas natural antes mencionados, términos como gas asociado o no asociado también se utilizan en la industria del petróleo y gas. El gas asociado se refiere a que el gas asociado con los depósitos de petróleo, ya sea gas libre o disuelto en solución. gas no asociado no está en contacto con cantidades significativas de petróleo líquido. gas no asociado se refiere a veces como gas seco.
Transporte de gas natural El gas natural puede ser transportado utilizando tres métodos diferentes. El primer método es a través de oleoductos, que se utiliza actualmente en los Estados Unidos. El segundo método es mediante la licuefacción de gas natural, y el tercer método es mediante la conversión de gas natural a los hidratos y el transporte de los hidratos. En el caso de LNG, el gas natural se enfría a 2 260 F a presión atmosférica para condensar. El objetivo principal de GNL es la facilidad de almacenamiento y transporte. LNG ocupa aproximadamente 1 / 600a del volumen de gas natural gaseoso. El GNL se transporta a través de camiones cisterna oceánicos. Otra ventaja de la licuefacción de gas natural es la eliminación de oxígeno, azufre, dióxido de carbono (CO 2), sulfuro de hidrógeno (H 2 S), y el agua de gas natural.
Una de las principales desventajas de la conversión de gas natural a GNL es el costo. Sin embargo, los avances tecnológicos pueden disminuir el costo y hacer que el proceso sea económicamente factible. En algunos lugares, la construcción de instalaciones de tuberías podría ser más caro debido a la falta de infraestructura. Una desventaja o riesgo de LNG es cuando el gas natural enfriado entra en contacto con agua puede dar lugar a rápida explosión de transición de fase. En este tipo de explosión se intercambia una cantidad masiva de energía entre el agua a una temperatura normal y GNL en 2 260 F. Esta transferencia de energía hace que la transición de fase rápida, que también se conoce como explosión frío. Cuando el depósito de gas está lejos de tuberías, el tercer método de transporte de gas, que es la conversión de gas a los hidratos de gas, puede ser utilizado. La economía juega un papel importante en la elección de la técnica de transporte de gas. En algunos casos, como estudiado por Gudmundsson y Hveding (1995), es económicamente más viable para convertir gas de los hidratos de gas, y luego transportar el gas natural como hidrato congelado. Una de las principales preocupaciones de los hidratos de gas
6
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
transporte es la estabilidad del hidrato. Mediados de refrigeración a 2 20 F evita la deshidratación de gas. Esto es debido a la generación de una capa de hielo alrededor de la hidrato que evita la deshidratación de gas temprano. Hay varios centros de todo el mundo que trabajan en piloto y escala de laboratorio estudios experimentales de transporte de hidratos de gas, incluyendo British Gas, Ltd., y el Instituto Nacional de Investigación Marina japonesa.
yacimientos no convencionales A medida que pasa el tiempo, más avances tecnológicos se traducirá en la producción más comercial de petróleo y gas natural. Por ejemplo, la pizarra era un conocido décadas de recursos antes de que podría ser explotada en un proceso económicamente factible producir cantidades significativas de gas natural. El desarrollo de la perforación de pozos horizontales y el uso de la fractura hidráulica de múltiples etapas han hecho que la explotación de los recursos sin explotar no sólo posible, pero las reservas rentables para los operadores pequeños y grandes. Estos nuevos métodos de extracción han llevado a los depósitos de esquisto que juegan un papel importante en la industria de petróleo y gas. Estas tecnologías florecientes nos permitirá extender la vida útil de los recursos finitos de gas natural de la Tierra. Por lo tanto, en 50 años, si se propone la cuestión de “la cantidad de petróleo y gas se deja en esta tierra”, la respuesta sería otros 50 años. La tecnología avanza continuamente y mejora como tal, que van a hacer que el aceite y el gas a ser recuperados más eficiente y económica. Por ejemplo, el desarrollo de los yacimientos de esquisto no convencional ha añadido una enorme cantidad de reservas y valor a la industria del petróleo y gas.
No convencionales yacimientos de petróleo y gas están jugando un papel importante en el suministro de energía limpia, la sostenibilidad del medio ambiente, y una mayor seguridad. La Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA) predijo que la producción de gas de esquisto se incrementaría un 23% en 2010 y 49% para el año 2035. El Servicio Geológico de Estados Unidos en 2008 estima el volumen medio por descubrir de hidrocarburos en la formación Bakken solamente en la porción estadounidense de la Williston cuenca de Montana y Dakota del Norte a ser de 3,65 mil millones de barriles de petróleo y 148 millones de barriles de LGN, y 1,85 billones de pies cúbicos de gas natural asociado / disuelto. Estados Unidos jugará un papel fundamental en el cambio del panorama global de energía debido a la producción de estos recursos. El potencial para la transferencia de la producción y
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Introducción a los yacimientos no convencionales
tecnologías de desarrollo ha dado lugar a un creciente interés en los recursos de petróleo / gas no convencionales en todo el mundo como se refleja en el Mapa Mundial de esquisto publicado por la Society of Petroleum Engineers (SPE) en el Journal of Petroleum Technology (JPT, marzo de 2014).
Debido a la naturaleza apretado y multiescala de las estructuras de esquisto, el conocimiento de las características de esquisto es limitado y hay dificultades asociadas con estrategias de estimulación y producción que causan disminución de la producción de estos recursos sustanciales (entre el 5% y el 10% con la tecnología actual de los recursos de petróleo de esquisto) ( Hoffman, 2012). Una técnica de recuperación mejorada de petróleo convencional, como las inundaciones de agua, es también un método subóptimo para la estimulación debido a la permeabilidad ultra baja. La práctica actual estándar de la industria es reducir el espaciamiento entre pozos y aumentar el número de etapas en tratamientos de fracturamiento hidráulico para aumentar la producción. Este enfoque plantea serias preocupaciones ambientales para entidades gubernamentales. Hay una necesidad crítica de desarrollar nuevas tecnologías que mejoren la recuperación y minimizar el impacto ambiental asociado a estas actividades. En ausencia de dicha tecnología, nuestra predicción y la optimización de la producción a escala de campo en esta nueva generación de energía limpia es probable que siguen siendo limitados.
recursos de gas no convencionales son diferentes de los recursos convencionales en que son técnicamente difíciles de producir debido a la baja permeabilidad o mecanismos de producción poco conocidos. También existen desafíos asociados con el análisis de riesgos y la economía de estos recursos. Fig. 1.2 muestra la pirámide de recursos donde los recursos de gas se dividen en tres categorías de “bueno”, “media” y “baja” en función de su permeabilidad de la formación. La mayoría de los recursos “buenas” ya se han producido y ahora estamos buscando en recursos “promedio” y “pobres”. A medida que la industria del petróleo y el gas se mueve a producir a partir de “promedio”
volúmenes Presente pequeños buenos
1000 mD
10 mD
Disminución:
El coste de producción y
Tasa de producción
los precios
Promedio volúmenes pobres
Incrementar:
la garganta de poro
0.1 mD
Tecnología Investigación
grandes
Futuro
Figura 1.2 pirámide de los recursos de gas.
Hora 0,00001 mD
8
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
y los recursos “pobre”, una tecnología más avanzada, la hora y la investigación deben dedicarse a producir a partir de estos recursos. yacimientos de gas no convencionales caen en la categoría de “pobres” de recursos y se componen de arenas principalmente herméticos al gas, metano de carbón, gas de esquisto, y los hidratos de gas. arenas de gas metano de carbón, y gas de esquisto se están produciendo actualmente. los hidratos de gas natural, con tal vez el mayor volumen de gas en su lugar, plantean los mayores desafíos futuros con respecto a la tecnología, economía y medio ambiente. arena Tight gas, gas de esquisto, y el metano en capas de carbón pueden distinguirse en base a su contenido orgánico total (COT). TOC está representada por el porcentaje en peso de materia orgánica. depósitos de gas de esquisto requieren un valor de al menos 2% a ser económicamente factible para la inversión. depósitos de esquisto con un TOC de más de 12% se consideran excelentes.
arenas tight gas tienen una cantidad mínima de TOC-menos de 0,5%. La mayor parte del gas se presenta en las arenas de tight gas es gas libre. depósitos de gas de esquisto tienen un TOC de entre 0,5% y 40% y el metano en capas de carbón depósitos se hace principalmente de materia orgánica (más de 40%). Entre estos recursos no convencionales de gas, depósitos de gas metano en capas de carbón y esquistos son muy similares. Ambos son roca sedimentaria con materiales orgánicos que tiene una baja permeabilidad a ultra baja y una estructura de poros multiescala. El carbón es una mezcla de varios minerales y materiales orgánicos que presentan una red de poros intrincada. Carbonización se define como el proceso de cambio gradual en las propiedades físicas y químicas de carbón como la presión y aumento de la temperatura durante el tiempo geológico. Carbonización, también conocido como metamorfismo, delinea diferentes filas de carbón. Como carbón alcanza un rango más alto,
Shale es la roca sedimentaria más común y se compone de partículas de grano fino y de arcillas. Cuanto más de cuarzo en la matriz de una muestra de esquisto, en comparación con los minerales de arcilla, conduce a una formación de esquisto más frágil o fracable. sedimentos de esquisto con potencial para el aceite natural y la producción de gas son generalmente ricas en un tipo de materia orgánica conocida como kerógeno (Kang et al., 2010). El color de esquisto varía de gris a negro, dependiendo del contenido de materia orgánica. A menudo, como esquisto se vuelve más oscuro, más material orgánico estará presente. Shale puede ser presentado como una roca de origen o de roca de cubierta en yacimientos no convencionales y convencionales. Fuente roca es lo que genera el petróleo y el gas; Se le conoce como esquisto negro cuando se tiene un alto índice. A menudo esquisto negro orgánico rico tiene una alta TOC y el contenido de gas, y baja saturación de agua. Durante digenesis, la mayor parte del
9
Introducción a los yacimientos no convencionales
contenido orgánico de la pizarra y carbón se transforma a grandes moléculas conocidas como kerógeno. El aumento de la temperatura y la reducción de las actividades microbianas transforman kerógeno a betún, que tiene moléculas móviles más pequeños y más. Kerógeno está hecho de maceral, que es equivalente a los minerales en material inorgánico. De los cuatro tipos diferentes kerógeno, tipo I es a la vez el más valioso y vulnerable, ya que tiene la mayor capacidad de producción de líquido. Tipo II es también una buena fuente para la producción de líquido de hidrocarburo. Sin embargo, kerógeno tipo III produce principalmente gas, excepto cuando se mezcla con el tipo II. Kerógeno tipo IV está altamente oxidado y no tiene ningún potencial de generación de hidrocarburos. Waples (1985) clasifica los diferentes tipos kerógeno basado en su materia orgánica original y maceral (como se ilustra en Tabla 1.5 ). Además de tipo kerógeno y TOC, la madurez térmica (TM) de esquisto también es un parámetro clave en la evaluación de yacimientos de esquisto. TM es una medida del proceso inducida por calor de la conversión de materia orgánica para petróleo o gas natural. TM mide el grado en el que una formación se ha expuesto a la alta temperatura necesaria para descomponer la materia orgánica en hidrocarburos. Este parámetro se cuantifica basado en vitrinita reflectancia (% Ro), que mide la madurez de la materia orgánica. reflectancia de la vitrinita varía de 0,7% a
2.5 1%. A reflectancia de la vitrinita de mayor que 1,4% indica el hidrocarburo es seco. A TM más cerca de 3% indica sobremaduración resultante de la evaporación de gas. Tabla 1.6 resume reflectancia de la vitrinita y su Tabla 1.5 Diferentes tipos de kerógeno
kerógeno
maceral
Origen de maceral
yo
Alginite
algas de agua dulce
II
Exinite; Polen cutinite, las esporas; cutícula de la planta de la tierra; tierra-planta de resinas resinite; liptinita todos
Tipo
los lípidos de las plantas de tierras, algas marinas III
IV
vitrinita
Woody y el material celulósico a partir de las plantas terrestres
inertinita
Carbón; altamente oxidado o material de reelaborado cualquier origen
Tabla 1.6 Los valores de reflectancia de vitrinita y Relación embalse
Depósito
Valores Vitrinita de reflectancia (%)
Inmaduro
, 0.60
ventana de petróleo
0.60 1.10
Condensado / húmedo
1.10 1.40
Gas ventana de gas seco
. 1.40
10
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
importancia en varias ventanas de fluidos del yacimiento. La gama de reflectancia de la vitrinita para diferentes ventanas de fluidos de yacimientos (petróleo, gas y condensado) puede variar dependiendo del tipo de kerógeno.
Tanto pizarra y carbón tienen estructuras de poros multiescala importantes para el transporte y la producción de gas que consisten en poros primarios (materiales inorgánicos con gas libre y adsorbida) y poros secundarios (en materiales inorgánicos). Fig. 1.3 muestra esquemas y cuadros de la muestra de metano de carbón y pizarra de la cuenca y Marcelo Guerrero Negro. Fig. 1.3 ilustra que la matriz de metano de carbón se compone de materiales principalmente orgánicos, mientras que la matriz de esquisto materiales orgánicos se representan como islas dentro de la matriz inorgánica. Tabla 1.7 muestra la tabla de contenido típico de obras de gas de esquisto en América del Norte.
Es importante examinar los diferentes sistemas de fracturas naturales presentes en metano en capas de carbón y esquisto embalses. metano de carbón tiene una red de fracturas uniforme por lo que es fácil de modelar el uso de modelos de doble permeabilidad de doble porosidad y, convencionalmente llamado “modelos de azúcar cúbico”. Por el contrario, las matrices de esquisto poseen un sistema de fracturas no uniforme que requiere
Figura 1.3 pizarra típica y la comparación de carbón. Modificado de Kang, SM, Fathi, E., Ambrose, RJ, Akkutlu, IY, Sigal, RF 2010. CO 2 aplicaciones. capacidad de almacenamiento de dióxido de carbono de esquistos orgánicos ricos. SPE J. 16 (4), 842 855.
Tabla 1.7 TOC típica de América del Norte Shale Plays Juego de esquisto o
TOC promedio (% en peso)
Barnett
4
Marcelo
1 10
Haynesville
08
horn river
3
Woodford
5
Introducción a los yacimientos no convencionales
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modelos numéricos sofisticados, tales como los modelos de doble permeabilidad quad-porosidad y. Las fracturas naturales son muy importantes en la producción económica en capas de carbón y esquisto formaciones. La conexión de las fracturas hidráulicas (creado durante un trabajo frac) con las fracturas naturales en el depósito crea los canales necesarios para la producción óptima. Por lo tanto, una presencia moderada de las fracturas naturales es necesaria para producir económicamente de depósitos de esquisto. Además de la cantidad y la calidad de contenido orgánico de esquisto, saturación de agua también debe ser menos de 45% para la producción sea económicamente factible. La saturación de agua de la pizarra de Marcelo es típicamente menos de 25%, mientras que Bakken Shale en Dakota del Norte tiene una saturación de agua que varía de 25 60%. El contenido de arcilla de la pizarra es otro parámetro importante investigar para la evaluación de yacimientos de esquisto. Las arcillas son materiales suaves y sueltos formados como resultado de la erosión y la erosión en el tiempo. Los minerales de arcilla que se encuentran más a menudo en yacimientos de gas de esquisto son ilita, clorita, montmorillonita, caolinita y esmectita. Algunos arcilla se hincha cuando está en contacto directo con el agua, y esto puede causar una reducción en la eficiencia de la fracturación hidráulica. Se necesita un contenido de arcilla moderada (inferior a 40%) para una producción comercial en los embalses de esquisto. Roca propiedades mecánicas tales como la fragilidad, el módulo de Young y el coeficiente de Poisson también juegan un papel importante en el diseño de un trabajo de fracturación. un módulo de Young alto y el coeficiente de Poisson mínima es el objetivo en fracturar hidráulicamente una zona. fragilidad de la roca se utiliza a menudo como una indicación de un fracability formación. densidad de la formación debe ser determinado para decidir dónde aterrizar el pozo horizontal. Para este fin, un registro de densidad se usa comúnmente para determinar la densidad de la formación. Cuanto menor es la densidad de la formación, el más adecuado es la zona para el aterrizaje del pozo. Además, la densidad inferior es típicamente indicativa de un mayor contenido orgánico.
Un registro de rayos gamma es uno de los registros más comunes utilizados en las operaciones de perforación. Se puede detectar la presencia de esquisto en el interior del tubo o tubería de revestimiento, y se puede ejecutar en la sal fango o lodo no conductor, tal como aceite o lodo a base de sintético. Un registro de rayos gamma mide las radiaciones naturales en la formación. Arenisca y piedra caliza tienen un rayo gamma inferior, y la pizarra tiene un mayor rayos gamma. En un registro de rayos gamma emisiones de luz se cuentan y en última instancia muestran como recuentos por segundo (CPS) frente a la profundidad en un gráfico. La unidad para un rayo gamma se convierte de CPS a GammaRay, unidad estadounidense Petroleum Industry (GAPI) y se muestra como GAPI en el registro. Cuando el uranio es el conductor en la pizarra de Marcelo, un mayor gamma
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Gamma ray (GR) SlimPulse [1] RT
0
Gamma registro de rayos (GAPI)
GAPI
250
Esquisto
Gamma ray (GR) SlimPulse [1] RT 250
GAPI
500
Gamma ray (GR) SlimPulse [1] RT 500
GAPI
750
Esquisto
arena Arena
5470
Arena
Esquisto
5480 Esquisto
5490 Caliza
5500
Figura 1.4 registro de rayos gamma. 12
ray se asocia a menudo con un TOC mayor y el contenido orgánico en la roca. Cuando el uranio no es el conductor, los registros de densidad se pueden utilizar para determinar las zonas con contenido orgánico más altas. Fig. 1.4 muestra un registro de rayos gamma y la interpretación.
presión del yacimiento, también conocida como la presión de poro, es otro parámetro importante en la producción comercial de yacimientos de gas de esquisto. Presión del sistema tiene que ser superior a lo normal, que se define como cualquier depósito con un gradiente de presión mayor que 0.465 psi / ft. Las áreas que tienen por encima de gradientes normales de presión del depósito se consideran óptimos para las mejoras de producción. Las mayores recuperaciones finales serán de presiones de depósito anormales. La presión del yacimiento puede ser calculada usando pruebas construir-up o más a menudo calculados usando las pruebas de diagnóstico de inyección de fractura (DFITs).
Este libro se centrará en muchas consideraciones críticas con respecto al desarrollo de esquisto, caracterización de yacimientos a saber, esquisto, el modelado, la fracturación hidráulica, la recuperación de petróleo de esquisto y gas mejorada, y el análisis económico.
CAPITULO DOS
Avanzada esquisto Caracterización de Yacimientos
INTRODUCCIÓN Unconventional caracterización de yacimientos de esquisto es importante para la estimación precisa de la original de petróleo y gas en el lugar (OOIP y OGIP) y las tasas de producción. La producción de yacimientos no convencionales es una función de la porosidad del depósito de matriz, permeabilidad, saturación de hidrocarburos, la presión de poro, área de contacto, y la conductividad proporcionada por técnicas de recuperación mejorada de petróleo eficaces fracturación hidráulica y (Rylander et al., 2013). Caracterización menudo incluye mediciones de laboratorio de volumen de poros, permeabilidad, difusividad molecular, saturaciones, y capacidad de sorción de las muestras de esquisto seleccionados. Los métodos convencionales de toma de muestras y la medición de estas propiedades tienen un éxito limitado debido a la naturaleza estrecha y multiescala de las muestras del núcleo. Por lo tanto, se necesitan nuevas técnicas experimentales para analizar muestras de esquisto.
De tamaño de poro DISTRIBUCIÓN DE MEDICIÓN SHALE Como los recursos de petróleo y gas de esquisto ganar popularidad es fundamental para buscar más información sobre su roca y las características del fluido. Una de estas piezas de información crítica es la porosidad de las rocas de esquisto. Conociendo la porosidad total y efectiva de los recursos de esquisto es crucial para determinar OOIP y OGIP y la capacidad de almacenamiento de gas. Además de esquisto porosidad de la matriz, formas de poro comprensión y conectividad pueden proporcionar información acerca de cómo el aceite rápido y gas se pueden producir y cómo el flujo de petróleo y gas se verá afectado ya que los cambios de presión del depósito. Por lo tanto, para recuperar la capacidad de almacenamiento más precisa de un depósito, la distribución de tamaño de poro debe ser analizado e interpretado.
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
DOI: http://dx.doi.org/10.1016/B978-0-12-849871-2.00002-2
© 2017 Elsevier Inc. Todos los derechos reservados.
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Los tamaños de poro se clasifican en cuatro categorías principales por la Unión Internacional de Química Pura y Aplicada (IUPAC) y se definen como macroporos, mesoporos, microporos, y ultramicropores. Estos tienen diámetros de más de 50 nm, entre 2 y 50 nm, entre 0,7 y 2 nm, y menos de 0,7 nm, respectivamente. Una de las principales características de esquisto orgánica rica es la estructura de microporos matriz que controla el almacenamiento de petróleo y gas y el transporte en estas formaciones apretadas. Uso de haz de iones microscopía electrónica de barrido centrado (FIB / SEM) Ambrose et al. (2010) mostraron que una parte significativa de los poros asociados con el almacenamiento de gas se encuentran dentro del material de esquisto orgánico conocido como kerógeno. Kerógeno tiene una distribución de tamaño de poro entre 2 y 50 nm, con el tamaño de poro promedio kerógeno típicamente por debajo de 10 nm (Akkutlu y Fathi, 2012; Adesida et al., 2011).
Existen diferentes técnicas de medición de distribución de tamaño de poro, cada uno capaz de capturar diferentes gamas de tamaños de poros. Para capturar toda la gama de distribución de tamaño de poro, se requiere una combinación de diferentes técnicas de medición de tamaño de poro. El primer trabajo sobre mediciones de la distribución de tamaño de poro se remonta a 1945 por Drake y Ritter. Se inyectaron mercurio en el material poroso y se utilizan la presión de intrusión y el volumen de mercurio desplazado para obtener la distribución de tamaño de poro. Una inyección de mercurio de alta presión en las muestras de esquisto es una técnica común para encontrar la distribución de tamaño de poro. En esta técnica, el perfil de presión se recoge durante la inyección de mercurio, y se utilizará en Washburn
Eq. (2,1) (Washburn, 1921) para obtener el diámetro de poro.
La ecuación 2.1 Washburn.
re es el diámetro de poro, σ es la tensión superficial, y θ es el ángulo de contacto. En el caso cuando se utiliza el mercurio para el experimento, se utilizan comúnmente un ángulo de contacto de 130 grados y la tensión superficial de 485 dinas / cm.
resonancia magnética nuclear (RMN) se utiliza en la industria para estimar la distribución de tamaño de poro y la clasificación de grano matriz de la roca. En esta técnica, una muestra saturada con salmuera se expone a RMN donde recoger el único tiempo de relajación fluido refleja la distribución de tamaño de poro y la clasificación de grano de la matriz de la muestra. La suposición es que las moléculas de agua dentro de los poros excitado por un pulso de RMN se difundirá, escondido en
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las paredes de los poros mucho como difusión de Knudsen. Dado el tiempo suficiente, se trata de líquidos colisiones moleculares de roca conducen a la relajación de la señal de RMN, que puede ser modelada con función exponencial tal como Eq. (2,2) .
La ecuación 2.2 función exponencial RMN.
En esta ecuación ω 0 es el tiempo total relajación y T es una función de la relajación total mayor, la relajación de la superficie, y el efecto gradiente de difusión molecular. Por simplicidad, T se considera una función de relajación superficie que está relacionada con el fluido roca colisión molecular. Fluido colisión molecular roca es una función del radio de poro, la presión, la temperatura y tipo de fluido. En el caso de una muestra saturada con agua, una relación lineal entre el tiempo de relajación y el diámetro de poro puede ser desarrollado y utilizado para la estimación de los poros de diámetro. Los microporos se detectan en una señal RMN por la más corta T valor, mientras que los mesoporos tienen una longitud de medio pelo, y el más largo macroporos T valor.
Los recientes avances en las técnicas de imagen y la disponibilidad de imágenes en tres dimensiones de esquistos ricos en materia orgánica en diferentes escalas han hecho posible investigar la física fundamentales que rigen el flujo de fluido, el almacenamiento y la coexistencia de fases en nanoporos orgánicos. Estas tecnologías avanzadas ofrecen nuevas oportunidades para desbloquear esta abundante fuente de petróleo y gas natural. FIB / SEM se utiliza para la imagen de la microestructura de las muestras de esquisto (Ambrose et al., 2010). FIB / SEM también se utiliza para proporcionar información detallada sobre la microestructura, roca, y las características del fluido de muestras de esquisto orgánico-ricos. El sistema de FIB se utiliza para eliminar las rebanadas muy finas de material a partir de muestras de esquisto de roca, mientras que el SEM proporciona imágenes de alta resolución de la estructura de la roca, huecos distintivos, y minerales. Curtis et al. (2010) utilizaron la técnica FIB / SEM, y se mide la distribución de tamaño de poro de diferentes muestras de esquisto. Llegó a la conclusión de que los pequeños poros eran dominantes en función de su número; sin embargo, los poros grandes todavía proporcionan el volumen de poro mayor en las muestras investigadas. transmisión de barrido de imágenes de microscopía electrónica (STEM) se utiliza también para la imagen y medida de la distribución de tamaño de poro de las muestras de esquisto. STEM tiene resolución similar como FIB / SEM.
También es posible utilizar adsorción los datos de desorción para caracterizar la estructura de poros de diferentes materiales. Ida Homfray y Z. Physik 1910 fueron los pioneros utilizando el comportamiento de sorción de gases diferentes para caracterizar la estructura de carbón de poro. Actualmente, las técnicas de adsorción de nitrógeno a baja temperatura son ampliamente utilizados para determinar el tamaño de poro
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distribución de muestras de esquisto, estimar un tamaño efectivo de los poros, y determinar el comportamiento de sorción de las muestras de esquisto.
TÉCNICAS DE MEDICIÓN SORCIÓN de esquisto La sorción es un proceso físico o químico en el que las moléculas de gas adherirse o separarse de la superficie sólida de un material. Hay procesos de sorción físicas y químicas. sorción física es causada por las fuerzas de Waals electrostáticas y de van der, mientras sorción química (sorción de alta temperatura) es el resultado de un fuerte enlace químico (Ruthven, 1984). Como aumenta la presión de gas libres, la cantidad de gas sorbido se incrementará. Esto se conoce como el proceso de adsorción. La desorción es el proceso que se produce cuando la presión de gas libre de gotas y las moléculas de gas adsorbidas start desorber desde una superficie sólida. isotermas de sorción se utilizan a menudo para determinar la máxima capacidad de adsorción y la cantidad de gas adsorbido a diferentes presiones de poro. Aquí nos interesa con el comportamiento de sorción de minerales de arcilla y materiales orgánicos tales como el carbón y esquistos.
Entre varios modelos que describen el comportamiento de equilibrio de la sorción, la isoterma de la ley de Henry es el más simple. Se considera la relación lineal entre adsorbido y gas libre. Es decir, do μ 5 KC dónde do μ es la concentración de gas adsorbido, K es la constante de Henry, y do es la concentración de gas libre. A pesar de que la relación entre las concentraciones de gases adsorbidos y libres no es lineal, la ley de Henry se ha utilizado ampliamente debido a su simplicidad. Hay otros modelos de isotermas presentados, incluyendo Gibbs, la teoría del potencial y de Langmuir. El modelo de Gibbs define el proceso de sorción por la ecuación de estado en términos de películas bidimensionales. Varios autores incluyendo Sunders et al. (1985) y Stevenson et al. (1991) han utilizado este modelo para la medición de sorción de gas en el carbón. El modelo potencial teoría define volumen sorbida como el potencial de sorción termodinámico. Los modelos de la teoría de Gibbs y potenciales se llevaron a cabo en gran parte para las medidas de sorción de gas de carbón (Yee et al., 2011). El modelo de Langmuir se define como el equilibrio entre la condensación y la evaporación.
Irvin Langmuir (1916) desarrolló la teoría de la isoterma de Langmuir, que es el modelo más común usado en la industria del petróleo y gas
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que describe la relación de sorción. Las principales hipótesis para derivar la ecuación de Langmuir son los siguientes:
•
En cada sitio de adsorción, una molécula de gas se adsorbe.
•
No hay interacción entre las moléculas de gas adsorbidas en el sitio vecino.
•
La energía en el sitio de adsorción es igual (adsorbente homogéneo). el Langmuir isoterma se ha considerado ampliamente como
do μ 5 a B C/( 1 1 C.A). En este caso, un es la constante de equilibrio de Langmuir, y segundo representa la cobertura de monocapa completa de la superficie abierta por las moléculas de gas. La ecuación de Langmuir de equilibrio es una forma especial de la multicapa Brunauer, Emmett, y Teller ecuación de adsorción, do μ 5 a B C/( 1 2 / ( 1 1 antes de Cristo 2 1))). La ecuación de Langmuir se reordena como
Eq. (2,3) .
La ecuación 2.3 isoterma de Langmuir (contenido de gas).
V es el volumen de gas adsorbido (contenido de gas) en SCF / tonelada en la presión de poro
PAG ( psi). V L es la capacidad máxima de adsorción monocapa de la muestra en SCF / ton. PAG L es la presión de Langmuir (psi), que es la presión de poros en la que la mitad de los sitios adsorbidos son tomadas ( Fig. 2.1 ). El modelo de Langmuir podría ser presentado en una forma lineal, tomando el recíproco de los términos en ambos lados de la ecuación anterior (Mavor et al, 1990;. Santos y Akkutlu, 2012; Fathi y Akkutlu, 2014).
Figura 2.1 Esquemática de la isoterma de Langmuir típica.
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La ecuación 2.4 forma linealizada de la ecuación de Langmuir.
La isoterma de Freundlich está dada por Eq. (2,5) (Yee et al., 2011):
Ecuación 2.5 ecuación de Freundlich.
La isoterma de Langmuir / Freundlich combinada se presenta como sigue (Yee et al., 2011):
La ecuación 2.6 ecuación de Langmuir combinado.
La relación entre el volumen de gas adsorbido y la presión de gas libre es no lineal en condiciones de equilibrio, condiciones homogéneas, y los medios isotrópicos. Estudios experimentales sobre el comportamiento de sorción de diferentes materiales muestran seis tipos de isotermas de adsorción diferentes como se ilustra en
Fig. 2.2 (Sing, 1985). En Fig. 2.2 , La cantidad de adsorción se representa gráficamente frente a la presión relativa,
que es la relación de la presión absoluta a la presión de saturación. presiones de saturación se han encontrado empíricamente para muchos gases y se pueden encontrar mediante el aumento de la presión de un gas hasta que se condensa. Como la presión absoluta se aproxima a la presión de saturación se maximiza la adsorción. La isoterma de desorción se puede obtener también por alcanzar el máximo
Figura 2.2 Diferentes tipos de isotermas de adsorción. 18
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adsorción y, a continuación, reducir sistemáticamente la presión y el trazado de la cantidad de moléculas desorbidos frente a la presión. La forma de las isotermas de sorción también se puede utilizar para caracterizar la estructura de poros del material. isotermas de tipo I son típicamente representativa de materiales microporosos con adsorción monocapa como se discutió en la adsorción de tipo Langmuir. La isoterma de adsorción de gas natural en esquisto orgánica rica sigue típicamente la isoterma de adsorción de tipo I. Tipos II y IV isotermas de adsorción son muy similares, excepto tipo IV experimenta histéresis, o una curva desviada en la isoterma de desorción que podría estar relacionado con la condensación y el tipo II tiene una presión de saturación más grande. Estos son a menudo indicativo de materiales no porosos o macroporosas. Tipo II isotermas de adsorción se pueden ver cuando monocapa y adsorción multicapa existen en superficies sólidas. Tipos III y V son también muy similares en forma. Tipo V muestra la histéresis en la curva de desorción a diferencia de tipo III. Tipo III isotermas son generalmente representativos de los poros grandes mientras que el tipo V es representativo de mesoporos. Tipo de adsorción VI isoterma corresponde a la adsorción de múltiples capas sobre una superficie completamente uniforme sin poros. IUPAC ha introducido cuatro tipos diferentes de histéresis como se muestra en Fig. 2.3 . Tipo I representa una distribución uniforme de los poros sin canales de interconexión. II muestra Tipo canales de interconexión, y los tipos III y IV representan principalmente poros en forma de hendidura. Tipos II y IV son diferentes en el sentido de que el primero no muestran adsorción de alcanzar la meseta mientras que el Tipo IV muestra la adsorción limitada incluso a una presión muy alta (Sing, 1985).
Figura 2.3 Diferentes tipos de histéresis.
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Existen diferentes técnicas experimentales disponibles para medir la capacidad de adsorción de la muestra incluyendo volumétrica, gravimétrico, cromatográfico, el pulso y métodos de adsorción dinámicos. Las dos últimas técnicas son una extensión de la técnica volumétrica tradicional. Entre todas estas diferentes técnicas, la técnica volumétrica es el más comúnmente utilizado en la industria del petróleo y gas para medir la capacidad de sorción de esquisto. La técnica de adsorción de nitrógeno a baja temperatura es una de las técnicas volumétricas que se utilizan para medir la capacidad de sorción de la muestra. Esta técnica como se ha discutido anteriormente también se puede utilizar para determinar la distribución de tamaño de poro de esquisto y para caracterizar la porosidad efectiva de la muestra de esquisto. Técnicas de medición de sorción volumétricas lo general consisten en un porosímetro de expansión de gas de células doble en una unidad de temperatura constante. El experimento se lleva a cabo en múltiples etapas y consiste en los siguientes pasos:
YO. medición precisa de presiones de la muestra y de la célula de referencia en inicial
condición (en el caso en el que la célula de referencia de medición de adsorción tiene una presión más alta)
II. con lo que la muestra en la celda de muestra a la presión de equilibrio con celda de referencia y la medición nueva presión de equilibrio
III. la carga de la célula de referencia a la nueva condición inicial y repitiendo el experimento en presiones elevadas para recuperar toda la cantidad de gas sorbido curva isoterma entonces se calculará usando balance de materiales y una ecuación de compresibilidad de estado. muestras trituradas se utilizan generalmente para las mediciones de adsorción. Sin embargo, no es posible llevar a cabo el experimento en condiciones de estrés de depósito, utilizando muestras trituradas. Kang et al. (2010) utilizaron una nueva técnica de medición de la adsorción de cinco etapas donde se realizan las mediciones utilizando tapones de núcleo bajo condiciones de yacimiento reales.
Medidas de porosidad de esquisto La porosidad se define como el volumen total de poros sobre el volumen a granel, y la porosidad efectiva es el volumen de poro efectivo dividido por el volumen a granel. volumen de poros eficaz se define como volúmenes de poros interconectados. volúmenes de poro efectivo de las muestras se pueden obtener usando la diferencia entre las densidades a granel y de grano. Uno tiene que obtener primero la densidad aparente, y luego medir la
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densidad de grano de la muestra. volumen aparente de la muestra puede obtenerse mediante la inmersión de la muestra en un baño de mercurio y midiendo el desplazamiento de mercurio. La densidad aparente de la muestra puede obtenerse entonces mediante la medición del peso de la muestra seca. Para obtener la densidad de grano de la muestra será aplastado y picnometría de gas de baja presión se usa para medir la densidad de grano. Para este propósito gas, típicamente helio, se introduce en el picnómetro de gas y un cambio en la presión con y sin la muestra se utiliza para obtener la densidad de grano. Este cálculo se basa en la ley de Boyle y la ecuación de compresibilidad del gas real del estado. Si se utilizan muestras de esquisto, este método puede sobreestimar el volumen de poros eficaz desde el helio tiene un tamaño molecular mucho más pequeño en comparación con las moléculas de metano. El helio puede acceder poros que son inaccesibles a las moléculas de metano. Dado que estamos interesados en la búsqueda de la porosidad de la muestra de esquisto en metano (metano es el componente principal gas) un experimento necesita ser realizada usando gas metano que requiere consideraciones de seguridad adicionales. Además del tamaño molecular, el metano tiene una capacidad de adsorción mucho más alto que conduce a una reducción en el diámetro de poros de tamaño y por lo tanto el volumen de poros eficaz. muestras de esquisto Organicrich actúan como un tamiz molecular para la medición de gas.
La inyección de mercurio de alta presión también se utiliza convencionalmente para medir el volumen de poro efectivo de la muestra. En este caso, el mercurio se inyecta en penetrómetro y de presión aumenta hasta que invade mercurio y llena todos los volúmenes de poros conectados. El volumen de poros eficaz de la muestra es entonces igual al volumen de mercurio desplazado. Si se utiliza una muestra de esquisto entonces la intrusión de mercurio comenzará a alta presión, normalmente 10,000 psi, debido a la distribución muy pequeña de tamaño de poro. Para invadir toda la presión poros interconectados tiene que elevarse a más de 60.000 psi. A esta presión el instrumento no puede detectar la contribución de los microporos y algunos de los mesoporos en volumen de poros.
Varias otras técnicas están disponibles para la medición de los volúmenes totales de poro y eficaces basadas en diferentes principios tales como la termogravimetría, espectrometría RMN, SEM, y la adsorción de baja temperatura. Cuando la muestra bajo investigación es la pizarra todas estas técnicas tienen sus propias limitaciones. Estas mediciones tienen limitaciones debido al hecho de que no se realizan bajo las condiciones del yacimiento (eficaces en el estrés situ y la temperatura) (Akkutlu y Fathi, 2012). Se cree que el volumen de poros asociado con la materia orgánica está ligada a la madurez térmica del esquisto. Por lo tanto, la madurez térmica puede afectar tanto el almacenamiento (porosidad) y el transporte (permeabilidad) potencial de los esquistos orgánicos ricos (Curtis et al., 2013).
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Mediciones PORE compresibilidad de SHALE compresibilidad de poro se define como el cambio en el volumen de poro de una muestra con respecto a la presión a una temperatura constante y denota por do pag:
La ecuación 2.7 compresibilidad del poro.
En esta ecuación se mide el cambio relativo de volumen de poros de la muestra con respecto a alguna volumen de referencia (por lo general en condiciones estándar). La relación es inversa ya que al aumentar la presión a una temperatura constante dará como resultado una reducción en el volumen. compresibilidad del poro también puede ser utilizado como una indicación de las propiedades mecánicas de la roca, tales como módulo de volumen. Por lo tanto, la medición precisa de heterogénea compresibilidad de poro roca no es una tarea fácil. El problema se hace más complicado teniendo en cuenta el cambio en la presión de poro y la presión de sobrecarga durante la producción de petróleo y gas. Esto dará lugar a la compresibilidad de poro dinámico. Se han realizado varios estudios sobre la relación entre la compresibilidad de poro y la mineralogía de diferentes formaciones consolidadas y no consolidadas tales como Newman (1973), Anderson (1988), Zimmerman (1991), y Cronquist (2001). Sin embargo, a excepción de casos especiales, no se encuentra ninguna relación clara y universal. Por lo tanto, la mayor parte de las relaciones desarrolladas se utilizan para estudios cualitativos y de comparación. Si se utilizan muestras de esquisto, la búsqueda de la correlación es más difícil debido a las características quasibrittle / dúctiles de muestras de esquisto. Para este propósito, un montaje experimental especial para muestras de esquisto fue diseñado por Kang et al. (2010). Más tarde, Santos y Akkutlu (2012) utilizaron modificados permeámetro de pulso-caries y midieron la compresibilidad de poro de las muestras de esquisto utilizando la técnica de expansión de gas de dos etapas. Los detalles del montaje del experimento se muestran en la Si se utilizan muestras de esquisto, la búsqueda de la correlación es más difícil debido a las características quasibrittle / dúctiles de muestras de esquisto. Para este propósito, un montaje experimental especial para muestras de esquisto fue diseñado por Kang et al. (2010). Más tarde, Santos y Akkutlu (2012) utilizaron modificados permeámetro de pulso-caries y midieron la compresibilidad de poro de las muestras de esquisto utilizando la técnica de expansión de gas de dos etapas. Los detalles del montaje del experimento se muestran en la Si se utilizan muestras de esquisto, la búsqueda de la correlación es más difícil debido a las características quasibrittle / dúctiles de muestras de
esquisto. Para este propósito, un montaje experimental especial para muestras de esquisto fue diseñado por Kang et al. (2010). Más tarde, Santo
TÉCNICAS DE MEDICIÓN DE PERMEABILIDAD de esquisto depósitos de esquisto se sabe que tienen permeabilidad de la matriz de ultra baja. La permeabilidad se define como la capacidad de roca para transmitir fluido y es
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Avanzada esquisto Caracterización de Yacimientos
medido con base en la unidad de Darcy
(1 darcy es equivalente
a
9.869233 3 10 2 13 metro 2). El cuerpo de esquisto se puede dividir en la matriz de esquisto y las fracturas. permeabilidad efectiva de pizarra, que es la combinación de la matriz y la permeabilidad de fractura natural, se puede medir usando el análisis pocillo de ensayo, ensayos de inyección de fractura de diagnóstico, estado estacionario avanzada, o técnicas de medición de la permeabilidad de impulsos de caída de presión. La ley de Darcy describe el flujo de fluido a través de medios porosos, que es una relación proporcional entre la velocidad de descarga a través de un medio poroso, la geometría de los medios de comunicación, la longitud y sección transversal, la viscosidad del fluido, y el gradiente de presión sobre la longitud de los medios de comunicación. El signo negativo en la ecuación es necesario ya que el fluido fluye siempre de alta presión a la baja presión. Eq. (2,8) muestra que la ley de Darcy puede reordenarse para encontrar la permeabilidad absoluta K utilizando Eq. (2,9) .
ecuación 2.8 Darcy ' Ley s.
Dónde Q es el caudal (m 3 / s), K es la permeabilidad absoluta (m 2), Δ PAG es el gradiente de presión a través de la muestra de núcleo (Pascal), μ es la viscosidad del fluido (Pa.s), y L es la longitud de la muestra (m).
la ecuación de Darcy puede reordenarse para resolver la permeabilidad:
La ecuación 2.9 Permeabilidad.
Fig. 2.4 muestra el esquema del experimento de Darcy, en el que la muestra con una sección transversal de UN y una longitud de L está expuesta a un gradiente de presión de Δ PÁGINAS 1. PAG 2) entre el punto 1 y 2. Se inyecta un fluido incompresible, tal como agua con la velocidad de flujo constante de Q hasta que se alcanza una condición de estado estable. En la condición de estado estacionario, K ( muestra la permeabilidad absoluta) se puede obtener usando Eq. (2,9) . Si la muestra es de esquisto, los métodos convencionales de régimen permanente de medidas de permeabilidad no son prácticos debido a caudales muy bajos y el extremadamente largo tiempo necesario para alcanzar la condición de estado estacionario. Por lo tanto, los métodos de estado inestable en base a la presión de la medición del pulso de desintegración se han utilizado ampliamente para estimar la permeabilidad de las muestras de esquisto (Brace, 1968; Ning, 1992; Finsterle y Persoff, 1997). Los métodos de estado inestable son
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Figura 2.4 Darcy ' s ilustración ley. 24
Figura 2.5 Core permeámetro enchufe pulso-caries.
más rápido y puede ser utilizado para medir permeabilidades tan bajas como 10E-9 md (Ning, 1992). Es crucial para llevar a cabo el experimento bajo condiciones de yacimiento ya que la presión de poro, la temperatura, y que confinan condiciones de estrés podría conducir a cambios en la caracterización de esquisto roca.
Nuevos permeámetros pulso de decaimiento realizan el experimento bajo alta presión y alta temperatura. Están diseñados y montados para medir con precisión la matriz de esquisto, fractura, y la permeabilidad efectiva utilizando una técnica de pulso-caries. Esta técnica se utiliza a presión y temperaturas de hasta 10.000 psia y 340 F bajo diferentes condiciones de estrés eficaces. En la técnica de medición de la permeabilidad de pulso-decaimiento, el tapón de núcleo de esquisto (después de la preparación) se coloca en un soporte de núcleo y se lleva a las condiciones de equilibrio de presión. Diferentes pulsos serán entonces aplicadas al sistema y la presión de descomposición de aguas arriba y la acumulación de presión de aguas abajo se registrarán con una alta precisión como se ilustra en Fig. 2.5 . En
Fig. 2.5 temperatura se mantiene constante a la temperatura de depósito, y se aplica presión de confinamiento a parecerse a tensiones depósito, cobertura. Diferentes algoritmos de historia de coincidencia se pueden usar entonces para que coincida con los perfiles de presión y extraer los valores de permeabilidad. Dependiendo de la magnitud del impulso de presión, la fractura, matriz, o eficaz
Avanzada esquisto Caracterización de Yacimientos
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Figura 2.6 Automatizada de alta presión, alta temperatura (HPHT) de pulso-decaimiento permeámetro.
permeabilidad se puede obtener. Pequeños pulsos probable que llevan el impacto de las fracturas y se utilizan para medir la permeabilidad de la fractura. Por otro lado, grandes impulsos son afectados tanto por la fractura y la matriz y pueden ser utilizados para extraer permeabilidad de la matriz eficaz. Fig. 2.6 muestra el esquema de la instalación para llevar a cabo el experimento con diferentes magnitudes de impulsos.
Generalmente, la pendiente de la presión frente al tiempo en un diagrama semilogarítmico se utiliza para estimar la permeabilidad de la matriz. Yamada (1980) desarrolló soluciones analíticas para el comportamiento transitorio de la presión durante la desintegración de pulso. Sin embargo, su solución era válido sólo bajo condiciones muy específicas y simplificados. El método más común utilizado por la industria es la técnica que fue introducido por Jones (1997). Se modificó la configuración de pulso-caries convencional mediante el uso de volúmenes iguales de aguas arriba y aguas abajo y ha añadido dos grandes volúmenes muertos para reducir el tiempo requerido para alcanzar la presión de equilibrio. En la técnica de Jones, fueron descuidados la capacidad de adsorción de esquisto y las posibilidades de transporte sólido o superficie. Akkutlu y Fathi (2012); Fathi y Akkutlu,
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Para utilizar las curvas de disminución de presión obtenidos a partir de técnicas de pulso-caída de presión, son necesarios el volumen de poro de la muestra y porosidad a diferentes presiones. porosımetro la ley de Boyle-Una célula doble se puede utilizar para proporcionar una estimación precisa de estas cantidades como se explicó anteriormente. Las interpretaciones de los datos obtenidos de técnicas transitorios introducen un amplio margen de incertidumbre debido a la no unicidad de los resultados y la reproducibilidad (excepto si se utilizan técnicas más avanzadas). Para evitar las complicaciones en la interpretación de las técnicas de pulso de decaimiento y para llevar a cabo el experimento en un tiempo mucho más corto, la mayoría de los laboratorios comerciales están utilizando una medición de la muestra permeabilidad triturado conocido como la técnica de Gas Research Institute (GRI) presentado por Luffel (1993 ). En este caso, un porosímetro de células doble se utiliza para proporcionar la permeabilidad muestra triturada. Se cree que por trituración de la muestra, el efecto de las fracturas naturales será eliminado y la permeabilidad medida por esta técnica puede ser una buena representación de la permeabilidad de la matriz de esquisto.
Fig. 2.7 ilustra la técnica GRI utilizado para las mediciones de permeabilidad muestra triturada. La técnica de medición de la permeabilidad GRI en roca triturada se ve muy afectada por el tamaño de partícula, la presión promedio del experimento, y el tipo de gas (Tinni et al, 2012;.. Fathi et al, 2012). Esto da lugar a una discrepancia en los valores de permeabilidad de hasta tres órdenes de magnitud medida por diferentes laboratorios comerciales que utilizan las mismas muestras (Miller, 2010; Passey et al., 2010). Además, la inyección de mercurio recientemente en diferentes tamaños de muestras de esquisto trituradas y de formación de imágenes usando micro tomografía computarizada, Tinni et al. (2012) mostraron que la trituración de las muestras de esquisto no elimina las microgrietas de la matriz. Por lo tanto, la permeabilidad se mide por la técnica de GRI es no matriz de esquisto
Figura 2.7 Boyle-doble celda ' s porosımetro ley. 26
Avanzada esquisto Caracterización de Yacimientos
27
permeabilidad, sino más bien una combinación de matriz y la permeabilidad de la fractura sin el impacto de las tensiones de confinamiento.
Recientemente, Zamirian et al. (2014) diseñado un nuevo experimento de medición de la permeabilidad estado pseudo-estacionario para superar las dificultades que se presentan con las mediciones de permeabilidad convencionales estado estacionario, como el extremadamente largo tiempo requerido para alcanzar un estado estacionario, y la incapacidad para medir las tasas de flujo extremadamente bajos. El sistema de laboratorio se conoce como Precision Laboratory Analysis Petrofísico (PPAL). El montaje experimental es muy similar a la permeámetro de pulso-caries. En esta configuración, un gradiente de presión se aplicará entre aguas arriba y aguas abajo después de que se ha alcanzado la presión de equilibrio inicial. A medida que aumenta la presión aguas abajo, un manómetro de presión diferencial UltraPrecise mide la diferencia de presión entre la muestra y aguas abajo. Como la presión en aguas abajo se acumula por 0,5 psi, se abre una válvula de derivación, descargar el gas para mantener constante la presión aguas abajo. Tasa de acumulación de presión en aguas abajo con respecto al tiempo se utiliza entonces en la ley de Darcy para calcular la matriz permeabilidad efectiva. Para llegar a una condición de estado estable, por lo general más de 50 ciclos de acumulación de presión 0,5 psi en la corriente abajo se requiere. Esta técnica nos permite medir caudales tan pequeños como 10 2 6 cm 3 / s.
CAPÍTULO TRES
Shale gas inicial Cálculo-in-Place
INTRODUCCIÓN cálculo inicial de hidrocarburos en el lugar es crucial para determinar la factibilidad económica de yacimientos de petróleo y gas de esquisto y estimación de reservas. En yacimientos de permeabilidad ultra bajas, el régimen de flujo transitorio puede durar un largo período de tiempo. Por lo tanto, tener una buena comprensión de aceite original y gas en lugar ayuda para determinar el pronóstico de producción a largo plazo y se reducirá la incertidumbre cuando se realiza la estimación de reservas. Hay diferentes técnicas desarrolladas para los cálculos de aceite original y gas en el lugar en yacimientos no convencionales. Estas son técnicas bien numéricos o analíticos basados en los cálculos de balance volumétrico o materiales. El método volumétrico es la técnica más común, que requiere información detallada sobre roca del yacimiento y propiedades de los fluidos tales como la porosidad, compresión, saturaciones, y el factor de volumen de formación. Esta información se extrae principalmente de registros de pozos o los obtenidos utilizando técnicas experimentales como se discutió anteriormente en el capítulo dos. En el enfoque volumétrico, la matriz de esquisto se dividirá en volumen de grano (por ejemplo, minerales de arcilla, minerales inorgánicos no arcillosas, y materiales orgánicos), el volumen ocupado por agua, aceite y gas libre, volumen ocupado por el agua claybound, algunos callejones sin salida, y poros aislados (Hartman et al., 2011).
Fig. 3.1 muestra el esquema de volumen aparente de la muestra de esquisto.
TOTAL DE CÁLCULO DE GAS EN EL LUGAR En el caso de depósitos de gas de esquisto, el almacenamiento de gas puede dividirse en gas libre, adsorbido, absorbido, y se disolvieron. El gas libre se almacena en las fracturas naturales e inducidos, en macroporos inorgánicos, y meso- y microporos orgánicos, mientras que el gas adsorbido se almacena principalmente en la superficie sólida de materiales orgánicos y algunos por minerales de arcilla. La cantidad de
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
DOI: http://dx.doi.org/10.1016/B978-0-12-849871-2.00003-4
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Figura 3.1 volumen aparente de la matriz de esquisto. 30
gas absorbido como se discutió anteriormente se supone que es despreciable. Sin embargo, hay nuevos estudios que investigan el efecto de la absorción de gas en el cálculo original de gas en el lugar (OGIP) (Ambrose et al., 2012). Gas disuelto en agua y de hidrocarburos no se puede distinguir de gas adsorbido con las técnicas experimentales actuales y por lo general se considera como parte de gas adsorbido en los cálculos de gas en el lugar. Por lo tanto, abarca libre OGIP
GRAMO gratis y el gas adsorbido GRAMO anuncios pc / ton.
La ecuación 3.1 OGIP total.
El enfoque volumétrica se utiliza para medir volúmenes de poro orgánicos, y por lo tanto, la cantidad de gas libre. Sin embargo, debido a la adsorción en nanoporos orgánicos parte del volumen de poros será ocupado por gas adsorbido y no está disponible para el almacenamiento de gas libre. Ambrose et al. (2010) propusieron un modelo en el que se corrige el volumen de poros de gas libre de incluir el espesor de la capa de adsorción como sigue:
La ecuación 3.2 OGIP libre.
31
Shale gas inicial Cálculo-in-Place
En esta ecuación, segundo gramo representa el factor de volumen de formación de gas, φ es la porosidad de la roca eficaz, S w es la saturación de agua, y S o es saturación de petróleo, ρ segundo es la densidad aparente de esquisto en g / cc, y Ψ es el factor de corrección para el espesor de capa adsorbida define como sigue:
La ecuación 3.3 corrección capa adsorbida.
METRO es el peso molecular del gas de un solo componente o el peso molecular aparente de la mezcla de gas, ρ s es la densidad del gas adsorbido, PAG es la presión de poro, PAG L y V L son la presión de Langmuir y el volumen, respectivamente. densidad de gas adsorbido es un parámetro que requiere estudios más detallados de obtener. Diferentes técnicas analíticas y numéricas se sugieren para obtener la densidad del gas adsorbido incluyendo la aplicación de la Van der Waals ecuación de estado o técnica dinámica molecular. GRAMO anuncios como se discutió anteriormente asume adsorción monocapa. La ecuación de Langmuir es como sigue:
GRAMO anuncios 5 V 5 V L
PÁGINAS 1 PAG L
Ambrose et al. (2010) también se extendió el cálculo a un caso de una sola fase multicomponente. En general, ignorando el efecto de la capa adsorbida en los cálculos OGIP podría resultar en más del 30% sobreestimación.
•••
Ejemplo Calcular gas adsorbido en su lugar (MSCF) con las siguientes propiedades para una medio pies
sección del depósito. Los datos siguientes se obtuvo de núcleo y análisis de registro: UN 5 640 acres 5 640 acres también se hace referencia a una sección
h 5 0.5 ' densidad aparente 5 2,6 g / cc (obtenido de log) V L 5 60 SCF / ton (obtenido a partir de análisis de núcleos) PAG L 5 800 psia (obtenido a partir de análisis de núcleos)
PAG 5 4400 psia (obtenido de pruebas de inyección fractura de diagnóstico o DFIT)
GRAMO anuncios 5 V 5 V L
PÁGINAS
1 PAG L
5 60 3 4400
800 1 4400 5 50:77 SCF = tonelada
32
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
La cantidad de gas adsorbido por un medio-pie de sección de depósito dada a continuación, se puede obtener como sigue:
gas adsorbido 5 UN 3 h 3 ρ segundo 3 GRAMO anuncios
! 1 3: 531 mi 2 5 pie
5 640 re hectáreas T 43; 560 pies 2 = hectáreas Þ 3 0: 5 re pie Þ 3 2: 6 g = cc T 3=
0BBBB @
cc
1CCCCA 5 1359 3 UN 3 h 3 ρ segundo 3 GRAMO anuncios 5 57; 405 MSCF
SCF tonelada
3 50:77
907; 185 g tonelada
Esto indica que una sección media-pie del depósito contiene 57,4 MMSCF de gas adsorbido en su lugar, además de la de gas libre en su lugar.
•••
Ejemplo Calcular gas libre y el gas adsorbido en su lugar (BCF) dada la siguiente información (asumir 100% de gas metano): UN 5 640 acres, h 5 100 ', densidad aparente 5 / Cc, la densidad de gas adsorbido 2,35 g 5 0,37 g / cc,
V L 5 60 pc / ton,
S w 5 20%,
PAG R 5 4800 psia,
PAG L 5 700 psia,
S O 5 0%,
porosidad 5 10%,
segundo soldado americano 5 0,0038
Ψ 5 1: 318 3 10 2 6 METRO ρ segundo
ρs
VL
PAG
ρ segundo
700 1 4800 5 0: 00703
doce y treinta y siete
#
" φ re 1 2 S w 2 S o Þ GRAMO gratis 5 32: 0368 segundo gramo
60 3 4800
5 1: 318 3 10 2 6 3 16:04 3 02:35
PAG 1 PAG L
2Ψ
#
" 0: 1 3 re 1 2 0: 2 Þ
5 32: 0368
0: 0038
2 0: 00703
02:35
5 227: 7357 SCF = ton El gas libre en su sitio 5 43; 560 3 UN 3 h 3 ρ segundo 3 GRAMO gratis
! 1 3: 531 mi 2 5 pie
5 43; 560 3 640 3 100 3 02:35 3 g = cc T 3=
1CCCCA
0BBBB @
3 227: 7357
tonelada SCF 907; 185 gramo tonelada
5 4:66 3 10 10 SCF 5 46: 6 BCF
cc
33
Shale gas inicial Cálculo-in-Place
GRAMO anuncios 5 V 5 V L 3 PAG5 R 60 3 4800 PAG L 1 PAG R 700 1 4800 5 52:36 SCF = tonelada
gas adsorbido 5 1359 3 UN 3 h 3 ρ segundo 3 GRAMO anuncios 5 1359 3 640 3 100 3 02:35 3 52:36 5 10: 7 BCF
GIP total 5 46: 6 1 10: 7 5 57: 3 BCF Este ejemplo indica que 57,3 BCF del total de gas está presente en una sección (640 acres) del depósito. Esto no quiere decir que toda la cantidad de gas que se puede recuperar. En yacimientos de esquisto no convencionales, el factor de recuperación (RF) puede variar desde 10% a 80% dependiendo de las propiedades del yacimiento y el diseño terminaciones. Por ejemplo, si el factor de recuperación se supone que es 25% para este yacimiento en particular, sólo el 25% de los 57,3 BCF se puede recuperar por sección. Por lo tanto, 14.325 BCF de gas se puede recuperar de este depósito. Por último, 14.325 FBC también se llama recuperación final estimada (EUR) por 640 acres.
DENSIDAD DE gas adsorbido Como se señaló anteriormente, se requiere que la densidad del gas adsorbido para calcular el OGIP en yacimientos de gas de esquisto. Sin embargo, esto no es una cantidad fácil de medir en el laboratorio. Dubinin en 1960 propone utilizar el Van der Waals ecuación de estado como un medio para calcular la densidad del gas adsorbido. El Van der Waals ecuación de estado se refiere la densidad de los gases a la presión, la temperatura, y el volumen y es uno de los primeros intentos de modificar la ecuación del gas ideal de estado.
La ecuación 3.4 Van der Waals ecuación de estado.
En el Van der Waals ecuación de estado, Eq. (3,4) , las fuerzas de interacción
y el volumen de las moléculas de gas que son abandonados en la ecuación del gas ideal de estado se considera el uso de los factores de corrección a y b, respectivamente. Dubinin (1960) sugirió que en los casos en los que la adsorción es de importancia, la constante b en el Van der Waals ecuación de estado es igual al volumen ocupado por la fase adsorbida ν dividido por la cantidad de gas adsorbido real μ como sigue: v μ 5 segundo
34
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Por lo tanto, la densidad del gas adsorbido se puede escribir como
ρ s 5 METRO μ v 5 METROsegundo
dónde METRO es el peso molecular del gas y segundo es el coeficiente de Van der Waals. el coeficiente segundo puede obtenerse usando primera y segunda derivada de la presión en el Van der Waals ecuación de estado con respecto al volumen a temperatura crítico como sigue:
La ecuación 3.5 Van der Waals ecuación de factor de corrección de estado para las moléculas de gas volúmenes.
En esta ecuación, R es la constante universal de los gases y T do y PAG do son la temperatura y la presión del gas crítica. Por lo tanto, la densidad del gas adsorbido usando Eq. (3,5) se puede obtener como sigue:
La ecuación 3.6 densidad del gas adsorbido.
Las propiedades críticas de los componentes puros son valores constantes que se pueden obtener de la tabla de propiedades físicas (véase el libro de datos de ingeniería; GPSA, 1987). En el caso de mezclas de gases, el peso molecular aparente de la mezcla de gas y la presión pseuodocritical y la temperatura se puede utilizar en Eq. (3,6) . propiedades seudocrítica de mezcla de gases se definen como la media ponderada de las propiedades críticas de los componentes puros de la mezcla. teoría disolución de adsorción Ideal (IAS) en este caso también se puede utilizar para calcular la adsorción mezcla de gas si las propiedades de adsorción individuales de los componentes puros son conocidos (Myers y Prausnitz, 1965). Recientemente, simulaciones de dinámica molecular se han utilizado ampliamente para investigar la adsorción mezcla de gas y densidad de la fase adsorbida y el grosor cuando se consideran las mezclas de gas de múltiples componentes (ver Kim et al., 2003 y Rahmani Didar y Akkutlu, 2013, para una discusión más detallada).
En general, hay un conocimiento en profundidad de la aplicación de diferentes ecuaciones de estado para investigar las transiciones de fase en líquidos a granel, donde el tamaño del sistema no es de importancia. Sin embargo, como el volumen del sistema se reduce a los meso- y microescalas, la fase
35
Shale gas inicial Cálculo-in-Place
equilibrios convierten tamaño dependiente, donde los efectos de confinamiento de pared cambian significativamente las propiedades termodinámicas de los fluidos. Las investigaciones experimentales y numéricas en equilibrio y las propiedades termodinámicas de no equilibrio de los fluidos en materiales nanoporosos muestran desviaciones dramáticas de sus valores a granel obtenido usando presión volumen temperatura (PVT) mediciones. Los resultados de estudios recientes muestran que a medida que el tamaño de poro disminuye a la nanoescala, la temperatura crítica, la congelación, y puntos de fusión disminución. También se ha observado que la viscosidad del agua se reduce significativamente con la presión crítica y las tensiones interfaciales.
FACTOR DE RECUPERACIÓN La ecuación de factor de recuperación es el siguiente:
La ecuación 3.7 Factor de recuperación.
RF 5 factor de recuperación,% EUR 5 la recuperación final estimada, BCF IGIP 5 inicial de gas en su lugar, BCF
En viejas técnicas de cálculo OGIP, fue descuidado el volumen de poros ocupado por gas adsorbido, que podría conducir a hasta un 30% sobreestimación de la OGIP dependiendo de la cantidad de contenido orgánico total (TOC) y la distribución nanoorganic de tamaño de poro (Ambrose et al. , 2012). Belyadi (2014) estudió el impacto de gas adsorbido en OGIP, la producción total de gas, y el factor de recuperación utilizando la información de la pizarra de Marcelo en West Virginia y Pennsylvania. El uso de simulación de yacimientos de composición, se mostró que un aumento en la cantidad de gas adsorbido aumenta el gas inicial en el lugar, y por lo tanto, la producción total de gas. Sin embargo, la recuperación total de gas disminuyó al aumentar la cantidad de gas adsorbido durante un período de tiempo específico de la producción. Un aumento en la cantidad de gas adsorbido conduce a un régimen transitorio más largo, Tabla 3.1 muestra los detalles de los cálculos y Fig. 3.2 compara la recuperación total de gas de un solo pozo horizontal con 13 etapas de fractura hidráulicos suponiendo
36
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Tabla 3.1 Acumulativos Producciones, Gas inicial en su lugar, y Factor de Recuperación gas obtenido para diferentes condiciones de Volumen de Langmuir Volumen de
La producción total de gas ( GRAMO
Gas inicial en el
Langmuir (m)
pag)
Lugar (IGIP)
recuperación de gas
Mpc / Ton
(BCF)
(BCF)
Fracción
0
4.21
5.77
0,73
0.05
4.65
7.53
0.62
0,089
4.98
8.89
0.56
0.1
5.06
9.28
0.55
Total de los factores de
Figura 3.2 Impacto del volumen de Langmuir en la recuperación total de gas de gas de esquisto horizontal.
diferentes volúmenes de Langmuir ( metro). Se puede observar que durante el período de producción temprana, el volumen de Langmuir tiene un impacto menor en la recuperación total de gas debido a que durante este período, la producción es controlada por las fracturas hidráulicas y principalmente se produce gas libre. En períodos de producción tiempo mediados y finales, un mayor volumen de Langmuir conduce a un menor factor de recuperación. Esto es debido al hecho de que a pesar de que más gas en su lugar y la producción de gas se puede obtener por tener más de adsorción, la mayor parte del gas adsorbido no está disponible para la producción debido a la permeabilidad de la matriz de ultra baja resultante en el factor de recuperación inferior. En el siguiente capítulo, vamos a discutir el efecto de la adsorción y la distribución del tamaño de nanoporos orgánica sobre el flujo y transporte de líquido en los depósitos de esquisto.
CAPÍTULO CUATRO
Multiescala flujo de fluidos y el transporte en rico en materia orgánica de esquisto
INTRODUCCIÓN de transporte de gas y el almacenamiento en depósitos de esquisto orgánicos ricos no están muy bien entendidos. Anteriormente modelos de un solo permeabilidad de doble porosidad fueron utilizados para modelar el flujo de fluido y de transporte en los embalses de esquisto. Este enfoque sigue simuladores de yacimientos convencionales desarrollados para el carbonato o en capas de carbón depósitos de metano naturalmente fracturados. Para incluir la tasa de sorción e intercambio de masa entre la matriz y las fracturas, los modelos bidisperse se desarrollaron con velocidades de difusión introducidas como un factor de control para las tasas de sorción (Gan et al, 1972;. Yang, 1997; Shi y Durucan, 2003). En estos modelos, se supone instantánea de adsorción / desorción de gas hacia y desde los materiales orgánicos. Se considera que la resistencia al flujo a ser gobernado por la función de transferencia, que es una función del gradiente de presión entre dos medios, el transporte de la matriz, y un factor de forma. Esto básicamente sigue el enfoque presentado anteriormente por Warren y Root (1963) para modelar intercambio de masa entre la matriz y las fracturas. En este enfoque, se han hecho dos supuestos principales. En primer lugar, se supone la presencia de una red de fracturas uniformemente distribuida con una interfaz de matriz fractura sabido que limita claramente el bloque de matriz. En segundo lugar, la aplicación de un parámetro de coincidencia llama el factor de forma, que controla la transferencia de masa entre la matriz y la fractura, se utiliza. Sin embargo, en los depósitos de esquisto orgánicos ricos, estructura de poros multiescala presenta distribuido de manera no uniforme fracturas naturales con diferentes dimensiones a través de la matriz del depósito. La magnitud de la contribución de estas fracturas naturales multidimensionales en el almacenamiento y transporte de petróleo y gas es una función de depósito de tensión efectiva,
La ecuación 4.1 tensión efectiva.
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
En Eq. (4,1) , σ mi es la tensión efectiva; σ norte es la tensión normal aplicada a la roca, o presión de sobrecarga; y α es el coeficiente de poroelástica del Biot. Varios autores aplicaron la técnica de modelado de redes de fracturas discretas para investigar el flujo de fluidos, transporte y almacenamiento de estas formaciones. Sin embargo, su enfoque no sólo se requiere información detallada sobre la distribución explícita de las fracturas, pero también requiere una aproximación precisa de la distribución de la presión en la matriz. En algunos casos, una ecuación parabólica general para describir se utiliza la distribución de presión en la matriz.
MULTICONTINUUM modelado de yacimientos de esquisto Recientemente modelos multicontinuum se han utilizado para simular el flujo de fluidos y el transporte en yacimientos de gas de esquisto que puede pasar por alto algunos problemas importantes asociados con la aplicación de modelado de redes de fracturas discretas. En este enfoque, se identificó por primera vez el número de componentes en el depósito. A continuación, se reconocieron las propiedades hidráulicas, tales como la naturaleza del flujo de fluido y de transporte en cada componente. Finalmente, se investigan diferentes escenarios de acoplamiento que describen el intercambio de masa entre los componentes. A diferencia de modelos discretos, este enfoque no necesita definir explícitamente la distribución espacial de cada componente. En cualquier ubicación en el espacio, todos los componentes del modelo multicontinuum están presentes y se identificarán su contribución al flujo aunque términos de acoplamiento y de intercambio de masa entre cada componente. Fig. 4.1 muestra cómo el modelo de matriz de esquisto conceptual se separa a tres continua (inorgánicos, orgánicos, y fracturas) y después se combina de manera uniforme para generar la estructura multicontinuum.
Hay tres tipos diferentes de acoplamiento introducidos en la literatura para generar la estructura multicontinuum, incluyendo serie, en paralelo, y acoplamientos selectivos. acoplamiento de la serie se define donde el acoplamiento está en el orden de la conductividad hidráulica. Kang et al. (2010) demostraron que en las muestras bajo investigación en la pizarra de Barnett, el acoplamiento entre orgánica fracturas inorgánicos y en su mayoría se produjeron de una manera en serie. Después de la producción inicial de gas de fracturas, los materiales orgánicos suministro de gas a los materiales inorgánicos, que intercambio de masa con el sistema de
39
Multiescala flujo de fluidos y el transporte en rico en materia orgánica de esquisto
Figura 4.1 Esquemática del enfoque de modelado multicontinuum: gris claro, matriz inorgánica; (islas marrones negro en las versiones de impresión), los materiales orgánicos (kerógeno); Continuum 3, discreto del sistema de fractura natural.
fracturas naturales. Este comportamiento puede ser visto por dos distintos cambios en la pendiente de la prueba de caída de presión. En el caso de acoplamiento en paralelo, ambos materiales orgánicos e inorgánicos están en comunicación hidráulica y ambos suministrar gas al sistema de fracturas naturales. el acoplamiento selectivo se produce cuando dos continuums no están conectados hidráulicamente pero la masa de intercambio con la tercera continuo. Fig. 4.2 muestra diagramas esquemáticos de diferentes acoplamientos hidráulicos posibles en los embalses de esquisto.
Recientes experimental y numérico
Los estudios han demostrado que
la matriz de esquisto se puede dividir en orgánicos, inorgánicos, y las fracturas (Kang et al, 2010;. Akkutlu y Fathi, 2012). El transporte en los materiales orgánicos se puede representar por difusiones libres y sólidos (de superficie), mientras que el transporte en materiales inorgánicos se rige principalmente por difusión libre de gas y convección (flujo de Darcy). Eq. (4,2) muestra el balance de masa en microporos orgánicos, y Eq. (4,3) ilustra de balance de materiales en macroporos inorgánicos de matriz de esquisto.
La ecuación 4.2 balance de materiales en materias orgánicas.
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Figura 4.2 acoplamiento hidráulico diferentes utilizados en el enfoque multicontinuum. 40
La ecuación 4.3 balance de materiales en materias inorgánicas.
balance de masa de gas libre en redes de fracturas también se puede mostrar como:
La ecuación 4.4 balance de materiales en el sistema de fractura.
dónde W km y W mf son términos de intercambio de masa entre diferentes continua y se define como sigue: W kmi 5 Ω metro Ψ ki re do yo 2 do ki Þ
W MFI 5 Ω F Ψ mi re do fi 2 do yo Þ
Multiescala flujo de fluidos y el transporte en rico en materia orgánica de esquisto
41
En las ecuaciones anteriores los subíndices k, metro, y F se refieren a cantidades relacionadas con la orgánica (kerógeno), matriz inorgánica, y fractura respectivamente. las variables X y t son las coordenadas de espacio y tiempo. do re X; t Þ
y do μ re X; t Þ representar las cantidades de gas libre y adsorbida en términos de moles por volumen de poros y moles por volumen sólido orgánico respectivamente. PAG es la presión de poro y φ y φ F son la matriz total y porosidad fractura respectivamente. ε Kansas es el contenido orgánico total en términos de volumen de grano orgánico por volumen total de granos y ε kp es el volumen de poro orgánico por volumen total de la matriz de los poros. re representa difusión total de gas libre tal como mayor plus difusión Knudsen. re s es el coeficiente de difusión sólida o superficie.
k la permeabilidad absoluta, K L representa el coeficiente de macrodispersión en la red de fracturas, y μ la viscosidad del gas dinámico. Ω yo S El factor de forma y Ψ es la función de transporte en los medios de fuente, y do se refiere como medio de concentración de gas libre (Akkutlu y Fathi, 2012). Para describir el comportamiento de sorción de gas en orgánica ricas en depósitos de esquisto, Fathi y Akkutlu (2009) sugirieron cinética de adsorción no lineales como se muestra en Eq. (4,5) . Este enfoque también se sugirió anteriormente por Srinivasan et al. (1995) y Schlebaum et al. (1999) para estudiar el tamiz molecular de carbono y la fracción de contaminante orgánico en el suelo. Ellos argumentaron que la cinética de absorción no lineal podría afectar significativamente los procesos de difusión. El modelo general no lineal cinética de sorción en la pizarra puede ser presentado como sigue:
La ecuación 4.5 la cinética de absorción de gas.
En esta ecuación, do μ s
representa el máximo de gas monocapa
adsorción, K es la relación de adsorción a velocidad de desorción que se conoce como coeficiente de equilibrio, y k Desor es la velocidad de desorción de gas. En un caso límite en el que el sistema alcanza las condiciones de equilibrio, es decir, @ do μ = @ t 5 0, Eq. (4,5) simplificará a un solo componente monocapa Langmuir isoterma como se describió anteriormente.
Y la tensión interfacial presión capilar tensión interfacial (IFT) es la mejora en fuerzas de atracción intermoleculares de un fluido frente a otro y tiene dimensión de la fuerza por unidad de longitud. IFT es responsable de muchos de los comportamientos de fluidos tales como interfacial
42
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
comportamientos de vapor líquido y líquido líquido. la ley de Laplace indica que hay una relación lineal entre la diferencia de presión entre dos fases y el radio de curvatura de la interfaz. La ley de Laplace se ha utilizado para estudiar tanto interfaces entre un líquido y su propio vapor (tensión superficial) y entre los diferentes fluidos (IFT) como se presenta en Eq. (4,6) .
La ecuación 4.6 Tensión interfacial.
dónde σ es la tensión superficial, r es el radio de curvatura, y Δ PAG es la diferencia de presión entre el interior y el exterior de la interfaz. Esta relación lineal se utiliza para obtener la tensión superficial mediante la simulación de serie de burbujas de diferentes tamaños, la medición de su radio, y dentro y fuera de densidades (líquido y gas). Diferentes técnicas experimentales se han utilizado en la industria del petróleo y gas para medir la IFT incluyendo el ascenso capilar y la técnica anillo du Nouy. En el método del anillo du Nouy, la IFT se puede obtener como sigue:
σ 5 δ 3 gramo do 2 π re
dónde σ es la IFT en dinas por centímetro, gramo do es la constante gravitacional (980 cm / s 2), re es el diámetro del anillo en cm, y δ es gramos-fuerza medida con el balance analítico. En el método de ascenso capilar, la altura de la subida de líquido en un capilar se puede obtener como sigue:
h 5 2 σ 3 cos θ
r ρ gramo do
En esta ecuación, r es el radio del capilar en cm, ρ es la densidad del fluido más denso en g / cc, y cos θ es el coseno del ángulo entre la superficie interior del capilar y la pared capilar. Las mediciones de TIF son también una función de la temperatura del experimento. Al aumentar la temperatura, la IFT gotas. Como se discutió anteriormente, el comportamiento de fase y las propiedades de coexistencia fase de fluidos bajo confinamiento son diferentes que los del sistema a granel, especialmente en esquistos orgánicos ricos. Estudios recientes utilizando simulaciones dinámicas moleculares revelaron que IFTs bajo confinamientos de poros de la pared disminuyen manyfold y los resultados son muy sensibles a la temperatura (Singh et al., 2009).
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Multiescala flujo de fluidos y el transporte en rico en materia orgánica de esquisto
Bui y Akkutlu (2015) también demostraron que la tensión superficial del metano es más pequeña en condiciones de confinamiento utilizando simulación dinámica molecular y es una función de saturación de líquido y la anchura de los poros.
•••
Ejemplo medición IFT de aceite sintético
se lleva a cabo utilizando el anillo du Noüy donde el anillo
diámetro fue de 1,55 cm y la fuerza medida por el equilibrio analítica era 0,38 gramos-fuerza. Calcular el IFT:
38 σ 5 δ 3 gramo do 2 π re 5 doce y treinta y ocho 3
980 2 3 3: 1416 3 1:55 5
El experimento se repitió esta vez con un experimento de ascenso capilar. La altura de la subida en el capilar con un radio de 0,2 cm fue de 0,36 cm y la densidad del aceite sintético se midió para ser 0,99 g / cc. Calcular la IFT usando la técnica de ascenso capilar. Asumir cos θ 5 1: 0:
σ 5 hora ρ gramo do 2 cos θ 5 doce y treinta y seis 3 0:2233 1 0:99 3 980
5 35
Muy a menudo, estamos interesados en coexistencia fase en medios porosos donde dos fluidos inmiscibles están en contacto. En este caso, dependiendo de las propiedades químicas de cada superficie sólida fluido y la formación, un fluido tiende a tener una mayor afinidad para mojar la superficie sólida formación. El líquido que se adhiere a la superficie sólida se llama la fase de humectación y el otro fluido se llama la fase no humectante. La ecuación Dupre' joven describe la relación entre las fuerzas de desequilibrio de líquido fluido y el fluido interacciones sólidos como sigue:
La ecuación 4.7 Joven ecuación Dupré.
dónde σ noroeste 2 s; σ w 2 s; σ noroeste 2 w son IFTs entre fase no humectante y sólida, fase humectante y sólida, y la fase no humectante y la fase de humectación, respectivamente, y θ eq es el ángulo de contacto de equilibrio entre la línea de la superficie sólida y líquida. Fig. 4.3 muestra el esquema de gas de tres fases (aire), líquido (agua), y las interacciones sólidos y cantidades de la ecuación Dupre' Young. El ángulo de contacto entre líquido y sólido no es constante y cambia como una función del volumen de líquido. Si nos vamos a inyectar una pequeña cantidad de líquido en la gotita usando una aguja, la línea de contacto entre líquido y sólido puede permanecer constante; sin embargo, el ángulo de contacto aumentará
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Figura 4.3 medición del ángulo de contacto dinámico. 44
(Ángulo máximo θ max). Por otro lado, la eliminación del líquido de la gotita con la línea de contacto constante entre el sólido y el líquido se traducirá en una disminución en el ángulo de contacto (ángulo mínimo θ min) como se muestra en
Fig. 4.3 . El ángulo de contacto de equilibrio se puede calcular utilizando la Tadmor (2004) ecuación como sigue:
La ecuación 4.8 ángulo de contacto de equilibrio.
donde el r máx y r min se definen como sigue:
r máx 5
pecado 3 θ máx
2 2 3 cos θ máx 1 cos 3 θ máx
1=3
y r min 5
pecado 3 θ min
1=3
2 2 3 cos θ min 1 cos 3 θ min
La presión capilar se define como la diferencia entre la presión en la fase no humectante y la fase de humectación, y se puede obtener como sigue: PAG do 5 PAG noroeste 2 PAG w
Teniendo en cuenta la presencia de agua y petróleo en los medios porosos, si el ángulo de contacto entre la fase sólida y el agua cae entre 0 y 70 grados, que llamamos el agua de formación en húmedo. Si el ángulo de contacto es entre 70 y 110 grados, la formación se llama neutra húmedo, y si el ángulo de contacto es mayor que 110 grados, la formación se llama aceite húmedo. presión capilar en la formación es principalmente una función de la mojabilidad de la formación, la saturación de diferentes fases, y la geometría de los poros.
Multiescala flujo de fluidos y el transporte en rico en materia orgánica de esquisto
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El joven ecuación de Laplace describe esta relación en condición de equilibrio donde no hay flujo de la siguiente forma:
La ecuación 4.9 presión capilar.
dónde r es el radio capilar. Hay diferentes técnicas disponibles para medir la presión capilar incluyendo método poroso diafragma, método de inyección de mercurio, método de centrifugación, y el método dinámico. El método de inyección de mercurio es la técnica más común y rápido para medir la presión capilar. En esta técnica, el mercurio como fluido no mojante es forzado a la muestra, y la presión requerida para conseguir el volumen de mercurio en exceso en la muestra de núcleo se registra. La saturación de mercurio se calcula a partir de un conocidos volúmenes de inyección y de poro de una muestra. Esta técnica tiene una desventaja importante porque la muestra no se puede utilizar para el análisis adicional después de que se expone al mercurio. También se necesitan consideraciones especiales para convertir los datos capilares obtenidos del sistema de aire / mercurio en el sistema de fluido del depósito. La técnica de inyección de mercurio se ha usado convencionalmente para medir la presión capilar de muestras de esquisto. En este caso, el mercurio se inyecta a las muestras de esquisto trituradas con el aumento de presión de hasta
60.000 psi. Tres volúmenes diferentes serán invadidos por el mercurio incluyendo el cierre o el volumen de conformidad, es decir, el volumen que el mercurio tiene que llenar para superar la rugosidad de la superficie de la muestra, el volumen de poros de la muestra, y el volumen causada por el cambio relativo en el volumen de la muestra debido a compresión expuesto por el mercurio. Trituración de las muestras de esquisto presenta un volumen entre partículas artificial que será ocupado a baja presión por el mercurio. Este volumen es considerado como el volumen de cierre y debe ser corregido. intrusión real de mercurio en volumen de poros de esquisto se produce después de la presión de inyección es superior a la presión capilar necesaria para el mercurio a entrar en los poros grandes. Esto continuará hasta que todos los poros posibles de la muestra son invadidas por el mercurio. El mercurio puede entrar en los poros tan pequeños como de 3 nm, sin embargo, hay muestras de esquisto con una cantidad significativa de poros de menos de 1 nm que no puede ser invadida por mercurio, incluso a la presión de inyección 60,000 psi. Para medir con precisión la presión capilar, que es crucial para ser capaz de distinguir entre el extremo del cierre y el inicio de la intrusión, es decir, la presión a la cual el mercurio comienza a invadir los poros más grandes de la muestra. Esto puede ser identificado por el rápido cambio en el
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
pendiente de la presión de inyección de mercurio frente a la saturación de mercurio. En las muestras de esquisto extremadamente apretados con la mayoría de los poros en el orden de nanómetros, la identificación de este punto es extremadamente difícil y conduce a un error significativo en la medición de la presión capilar. Como mercurio se inyecta a la muestra y antes de que alcance la presión mínima requerida para invadir los poros más grandes, la presión de mercurio se aplica tensión externa tanto en los poros y los volúmenes a granel de la muestra. Dependiendo de la diferencia entre los poros y la compresibilidad de granos y el volumen de poros de garganta, este esfuerzo externo sobre la muestra aumenta los volúmenes intrapartıculas debido a la compresión de la muestra y puede deteriorar la presión de intrusión real.
Como se discutió previamente, la técnica de inyección de mercurio utiliza muestras trituradas. Por lo tanto, no se lleva a cabo a en condiciones de yacimiento in situ. Para ser capaz de realizar la medición de la presión capilar a la condición de depósito, se propone el método avanzado de alta presión / alta temperatura poroso diafragma en el que un tapón de núcleo se utiliza en un soporte de núcleo resistividad. La muestra del núcleo se expone entonces a confinar y presión de poro, y la temperatura del depósito se consigue mediante la aplicación de una camisa de calentamiento. En esta técnica una placa porosa de baja permeabilidad saturada con líquido de muestra de núcleo se fijará en la corriente abajo del soporte de núcleo y una bomba precisa se utiliza para inyectar fluidos diferentes para llevar a cabo la imbibición o drenaje pruebas. La saturación media del fluido de la muestra del núcleo se determina volumétricamente de fluido desplazado recibido de volumen aguas abajo y fluido inyectado aguas arriba. La condición de equilibrio se prueba a través de mediciones de resistividad realizadas en direcciones axiales y radiales de la muestra de núcleo. El equilibrio en resistencia eléctrica se asume cuando la variación es inferior a 0,5% en 1 hora. El experimento se repitió a diferentes presiones diferenciales entre aguas arriba y aguas abajo y a temperaturas elevadas. A pesar de que el método de diafragma poroso se puede aplicar en la condición de depósito y proporciona resultados más precisos, calibración, y la preparación de la prueba; También, realizar el experimento es mucho tiempo. La condición de equilibrio se prueba a través de mediciones de resistividad realizadas en direcciones axiales y radiales de la muestra de núcleo. El equilibrio en resistencia eléctrica se asume cuando la variación es inferior a 0,5% en 1 hora. El experimento se repitió a diferentes presiones diferenciales entre aguas arriba y aguas abajo y a temperaturas elevadas. A pesar de que el método de diafragma poroso se puede aplicar en la condición de depósito y proporciona resultados más precisos, calibración, y la preparación de la prueba; También, realizar el experimento es mucho tiempo. La condición de equilibrio se prueba a través de mediciones de resistividad realizadas en direcciones axiales y radiales de la muestra de núcleo. El equilibrio en resistencia eléctrica se asume cuando la variación es inferior a 0,5% en 1 hora. El experimento se repitió a diferentes
presiones diferenciales entre aguas arriba y aguas abajo y a temperaturas elevadas. A pesar de que el método de diafragma poroso se puede ap
Recientemente, ha habido varios estudios usando dinámica molecular de no equilibrio en el flujo de hidrocarburos en nanocapillaries orgánicos para entender la física de la presión capilar y IFT en orgánica ricas en depósitos de esquisto. La unidad principal de estos estudios fue la dificultad asociada
Multiescala flujo de fluidos y el transporte en rico en materia orgánica de esquisto
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con mediciones directas de estas propiedades en muestras de esquisto y enorme incertidumbre asociada con estas técnicas (Feng y Akkutlu, 2015).
EFECTOS humectabilidad en la recuperación SHALE Como se discutió anteriormente, la mojabilidad se define como la adhesión relativa de líquido a la superficie sólida. La humectabilidad se mide convencionalmente usando tres técnicas diferentes, incluyendo ángulo de contacto, índice de humectabilidad Amott, y US Bureau of Mines mediciones del índice (USBM) de humectabilidad. En la prueba de índice de humectabilidad Amott, la muestra se embebe con agua para su saturación de petróleo residual primero y luego se sumerge en el aceite durante 20 horas. La cantidad de agua desplazada por el drenaje espontáneo de agua se mide luego como un volumen de agua ( V WSP). A continuación, el agua se drena a su saturación de agua residual y la cantidad máxima de agua recuperada se registra como el volumen total de agua ( V en peso). La muestra se sumerge en salmuera durante 20 horas y el volumen de aceite desplazado por imbibición de agua natural se mide como V OSP. El aceite restante en la muestra se ve obligado entonces a cabo por salmuera inyectar a la muestra para su saturación de petróleo residual para medir el volumen total de aceite V Antiguo Testamento. El índice de humectabilidad Amott entonces se puede obtener usando Eq. (4,10) .
La ecuación 4.10 índice de humectabilidad Amott.
En esta ecuación, yo w es el índice de humectabilidad Amott y oscila entre 2 1 y 1, en la que 2 1 es sinónimo de aceite húmedo, 0 representa neutra húmedo, y 1 1 indica la formación húmeda de agua. La característica capacidad de humectación de la formación altamente impactos la recuperación de hidrocarburos y de flujo multifase en medios porosos y es una función de la química de la superficie sólida y la rugosidad a microescala de la superficie. Debido a la amplia gama de aplicaciones de las características de humectabilidad del material, se han realizado varios estudios sobre cualquiera alteración o restauración de la humectabilidad de la superficie sólida. La humectabilidad de la superficie sólida puede ser cambiado por alteración de la química de la superficie sólida o por el cambio de la rugosidad de la superficie microescala. La química de la superficie sólida se puede alterar utilizando diferentes técnicas que incluyen la oxidación de la superficie sólida,
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
deposición de material no húmedo en la superficie sólida, o la aplicación de los campos eléctricos. Sin embargo, están poco desarrolladas técnicas para cambiar la rugosidad de la microescala de las superficies sólidas (Aria y Gharib,
2011). En la industria del petróleo y gas, para cambiar la humectabilidad de la formación, se utilizan diferentes técnicas, tales como el tratamiento de la superficie sólida con un agente de recubrimiento (por ejemplo, organosilanos), usando ácido nafténico o asfaltenos, y la adición de agentes tensioactivos a los fluidos inyectados. En el caso de la restauración de la humectabilidad en las muestras de núcleo, tolueno, seguido de etanol para extraer el tolueno también se utiliza. En algunos casos, también se recomienda el secado de la muestra del núcleo o el envejecimiento en el petróleo crudo durante 100 horas a 65 C. En yacimientos de esquistos ricos en materia orgánica, estas técnicas no son prácticas. Esto es debido a la compleja estructura de los poros, permeabilidad extremadamente baja, y la heterogeneidad en composiciones minerales de esquistos orgánicos ricos. Recientemente, técnicas no destructivas, tales como resonancia magnética nuclear (RMN) se utilizan para estudiar las características de humectabilidad de los depósitos de esquisto y para monitorear los procesos de imbibición y drenaje secuenciales en muestras de esquisto. Odusina et al. (2011) utilizaron un total de 50 muestras de diferentes cuencas de esquisto EE.UU. y midió su capacidad de humectación utilizando la técnica de RMN. En este enfoque, se realizaron primer estudio de RMN de las muestras tal como se recibió. A continuación, se sumergieron las muestras en salmuera a condiciones de temperatura ambiente y corrieron RMN después de 48 horas de imbibición espontánea. Las muestras se sumergieron durante 48 horas en el análisis de dodecano y RMN se realizó en las muestras drenados. Ellos encontraron que las muestras de esquisto en espectáculo humectabilidad mixto en general, con material orgánico que contribuye a las características del aceite-humectante.
CAPÍTULO CINCO
Fracturamiento hidráulico Fluid Systems
INTRODUCCIÓN La fracturación hidráulica o fracturación se ha convertido en una de las partes más importantes de completar un pozo. La fracturación hidráulica es esencialmente el acto de bombeo de arena, agua y productos químicos específicos a una tasa muy alta y presión para romper la roca y liberar el hidrocarburo. estimulación La fracturación hidráulica se utiliza para aumentar la permeabilidad y reducir el daño de la piel causado por la perforación. depósitos de esquisto no convencionales son conocidos por tener una muy baja permeabilidad. En un intento de aumentar los volúmenes de producción de depósitos de esquisto no convencional, la fracturación hidráulica se realiza en todos los pozos. Sin fracturación hidráulica, reservorios de baja permeabilidad nunca se producirán a una velocidad económicamente factible.
El primer uso de la fracturación hidráulica fue en 1947; fracturación hidráulica sin embargo moderna se refiere como “agua mancha de estimulación de múltiples etapas horizontal” o “slick frac agua” se realizó por primera vez en la pizarra de Barnett, situado en Texas, en 1998 el uso de más agua y velocidad de la bomba más alta que intentado anteriormente técnicas. La introducción de frac horizontal agua slick hizo la producción de yacimientos de baja permeabilidad prometedores. Esto es cuando la industria comenzó a buscar en varios yacimientos de esquisto en los Estados Unidos y el mundo. La industria se está moviendo de recursos convencionales con alta permeabilidad, que son difíciles de encontrar, pero fácil de producir, a recursos como la pizarra que son mucho más fáciles de encontrar, pero más difícil de producir. recursos convencionales son difíciles de encontrar, pero una vez que se encuentran los depósitos adecuados no fracturación hidráulica es típicamente necesario para aumentar la permeabilidad. La permeabilidad de los recursos convencionales es generalmente lo suficientemente alta que el hidrocarburo atrapado en el depósito fluirá automáticamente en el pozo justo después de la perforación. Por el contrario, los recursos no convencionales no serían económicamente
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
DOI: http://dx.doi.org/10.1016/B978-0-12-849871-2.00005-8
© 2017 Elsevier Inc. Todos los derechos reservados.
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
factible producir sin fracturación hidráulica. Hay muchas aplicaciones diferentes para la fracturación hidráulica y que son los siguientes: 1. Aumentar la tasa de flujo de yacimientos de baja permeabilidad tales como esquisto
la formación en general. 2. Aumentar el área de la superficie o la cantidad de contacto con la formación con el
pozo. 3. Reducir el número de pozos de relleno con la fracturación hidráulica horizontal
estímulo. 4. Conectar las fracturas hidráulicas con fracturas naturales existentes.
5. Aumentar los caudales de los pozos que han sido dañadas (cerca del pozo daño de la piel) debido a la perforación.
6. Disminuir la caída de presión alrededor del pozo, lo que provocará reducción de la producción de arena. La primera aplicación que aparece más arriba (la aplicación más importante) es la esencia de la fractura hidráulica ya que la razón principal detrás de la fracturación hidráulica es aumentar la permeabilidad del yacimiento. No sólo el aumento de la tasa de flujo en una formación naturalmente fracturado con baja permeabilidad, pero también la fracturación hidráulica se conectará las fracturas naturales y fallos (si está presente) en la formación. Cuando la formación se fractura hidráulica, la cantidad de la formación en contacto con el pozo aumentará, y como resultado la velocidad de flujo también aumentará. Porosa y permeable rocas del yacimiento lleno de un montón de hidrocarburo son el sueño de cualquier empresa de obtener. Sin embargo, las formaciones de arenisca pobremente cementadas con alta permeabilidad puede causar un montón de problemas cuando se trata de la producción. En este tipo de formación, granos de arena fluyen hacia el pozo de sondeo con el hidrocarburo producido y causan diversos problemas. Estos problemas pueden conducir a una severa erosión de tubo / daños, el flujo de bloqueo de la línea, y, finalmente, la reducción en la producción. Diversas técnicas de terminación tales como empaque de grava, embalaje frac, y filtros de arena expandibles se pueden utilizar para combatir este problema. empaque de grava es esencialmente la colocación de una pantalla de acero y el embalaje de la corona circular que rodea con grava específica y diseñada tamaño. La grava tamaño diseñado impide el paso de arena de formación en el pozo. La fracturación hidráulica se puede utilizar en combinación con la técnica de empaque de grava convencional en un proceso llamado Diversas técnicas de terminación tales como empaque de grava, embalaje frac, y filtros de arena expandibles se pueden utilizar para combatir este problema. empaque de grava es esencialmente la colocación de una pantalla de acero y el embalaje de la corona circular que rodea con grava específica y diseñada tamaño. La grava tamaño diseñado impide el paso de arena de formación en el pozo. La fracturación hidráulica se puede utilizar en combinación con la técnica de empaque de grava convencional en un proceso llamado Diversas técnicas de terminación tales como empaque de grava, embalaje frac, y filtros de arena expandibles se pueden utilizar para combatir este problema. empaque de grava es esencialmente la colocación de una pantalla de acero y el embalaje de la corona circular que rodea con grava específica y diseñada tamaño. La grava tamaño diseñado impide el paso de arena de formación en el pozo. La fracturación hidráulica se puede utilizar en combinación con la técnica de empaque de grava convencional en un proceso llamado fracturamiento y empaque. En el proceso de fracturamiento y empaque, la fracturación hidráulica se produce después de la colocación de un paquete de
grava para crear un buen conducto para el flujo de hidrocarburo a cierta distancia de la boca del pozo. Por lo tanto, la fracturación hidráulica tamb
Fracturamiento hidráulico Fluid Systems
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varios tipos de sistemas de fluidos fractura hidráulica en la industria y cada formación requiere un sistema específico. Los sistemas de fluidos frac más comúnmente utilizados se describen en las siguientes secciones.
SISTEMA DE PULIDO DE FLUIDO DE AGUA
Este tipo de sistema de fluidos es bien conocido en la industria y actualmente está siendo utilizado en la pizarra de Marcelo, Barnett Shale, Utica / Point Pleasant, y muchos otros yacimientos de baja permeabilidad. En esta técnica, el agua, la arena y productos químicos específicos se bombean de fondo de pozo para crear un sistema de fracturas complejo dentro del depósito. El objetivo principal en los embalses lowpermeability utilizando frac agua es crear un sistema de fracturas complejas y área de superficie máxima. Cuando no hay suficiente área de superficie creada en rocas de baja permeabilidad, la productividad del pozo no está maximizada. Es por esto que este sistema utiliza una gran cantidad de agua para crear el área máxima superficie posible. Adicionalmente, tarifa es la unidad necesaria para crear el sistema de fracturas complejas dentro de la formación. El uso de más rendimientos mejor tasa área superficial y, como resultado una mejor producción. Algunos operadores limitan su tasa de crecimiento en altura para evitar la fractura y pagar menos por potencia hidráulica si y sólo si el costo parcial del trabajo o del contrato depende de la potencia. Más tasas requieren más bombas ya veces el tamaño de la almohadilla (bueno sitio) y muchos otros factores no permiten que el operador tenga el mayor número de bombas que sean necesarios para el trabajo.
Otro factor limitante en la consecución de la tasa necesaria es presión. Hay varias limitaciones a la presión tales como los equipos de superficie y las clasificaciones de presión de rotura de la carcasa. Por ejemplo, el máximo permisible de presión de tratamiento de superficie cuando fracturar en la pizarra de Marcelo es generalmente 9.500 psi basado en 5 1 2 pulgadas, 20 lb / ft,
/ Esta presión se determina a partir de la carcasa, superficie, y grados P-110 revestimiento de producción. de la presión de cabeza de pozo utilizados para el trabajo. Por ejemplo, si durante un tratamiento de etapa frac la presión de tratamiento de superficie es de aproximadamente 9500 psi a 60 bpm (barriles de fluido frac por minuto) la tasa se limitará a 60 bpm. Rate solamente se puede aumentar si la presión disminuye por debajo de la presión máxima admisible el tratamiento durante la etapa frac. El precio es, básicamente, el parámetro más importante en frac agua; sin embargo, a veces el tamaño de la almohadilla, el coste y limitaciones de presión puede impedir la consecución de la tasa diseñada durante trabajos frac.
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Una lección importante que es crucial para destacar es que una tasa más alta creará una mayor superficie. George Mitchel es el pionero del frac agua resbaladiza y pasó varios años diseñando la mejor práctica para producir económicamente de Barnett Shale. La introducción de la alta tasa de frac agua mancha fue la clave de su éxito. Muchos yacimientos de esquisto en los Estados Unidos están llenos de fracturas naturales, que son una de las principales fuentes de transferir fluido en el pozo. A medida que más fracturas naturales y áreas de superficie se ponen en contacto por la estimulación fracturación hidráulica, se logrará una mejor productividad. fluido de baja viscosidad, tales como frac agua, tiende a seguir las fracturas naturales, en contacto con una mayor área de superficie, y crear un sistema de fracturas complejo dentro del depósito. La razón un frac agua se llama “frac agua mancha” es debido a un aditivo químico reductor de llamada de fricción (FR). Sin FR, un frac agua slick no se puede bombear a una velocidad alta. La adición de la FR a agua reduce la fricción y hace que el agua muy resbaladiza.
El mejor tipo de fluido frac no es necesariamente de agua dulce. agua de formación (agua flow back) es en realidad cree que es un mejor fluido de frac en algunas áreas, ya que contiene minerales de la Tierra. El uso de agua dulce para fracing podría causar una torta de filtro a lo largo de las fracturas creadas, lo que provoca una reducción de la permeabilidad y conductividad. La mayoría de las empresas utilizan una mezcla de flujo-back y de agua dulce tratada o sin tratar para obtener el volumen de agua necesario para el trabajo. Algunas empresas incluso han probado 100% de agua producido por frac con avances significativos en la selección FR adecuada que pueden manejar alta de sólidos totales disueltos (TDS), planchas, etc. Cada etapa fracturación hidráulica de agua slick utiliza típicamente alrededor de 4000 11.000 barriles de agua (168.000 462.000 litros de agua), dependiendo del tamaño del trabajo (volumen de arena), la complejidad del tratamiento, los resultados de producción, etc. Por ejemplo, si el volumen de arena diseñado en una etapa es de 200.000 libras, que tendrá menos volumen de agua para bombear el etapa en comparación con el volumen de arena diseñado de volumen de arena 500 000 lb. Superior básicamente requiere más agua para ser colocado en la formación. Algunas etapas podrían tomar más agua porque el escenario es muy difícil de tratar cuando se ejecutan las concentraciones más altas de arena. Por ejemplo, algunas etapas no les gusta una concentración más alta de arena, tal como 3 ppg (3 lb de arena por galón de agua); Por lo tanto, la etapa se trata a una concentración de arena inferior para poner toda la arena diseñado en la formación. En un frac agua, si el escenario es difícil de tratar,
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Otro candidato importante para un frac agua es formaciones con alta fragilidad. Cuando una roca es frágil, que ayuda a mantener las fracturas abiertas después de descomponerse. Por ejemplo, el vidrio es un material frágil y cuando un vaso se rompe, se dispersa. La aplicación principal para un frac agua está en formaciones con alto módulo de Young y baja relación de Poisson. El módulo de Young alto y baja relación de Poisson es, básicamente, una indicación de que la roca es frac agua frágil y resbaladizo se puede utilizar para romper la roca. En un frac agua, una concentración máxima de arena de 3 3,5 puntos por partido (lb por galón) pueden ser bombeadas en el mejor de los casos. Dada una, alta tasa saludable y la facilidad de la formación, las concentraciones de arena 4 PPG también se puede lograr con agua slick (muy raro). Bombeo concentraciones de arena más altas (más de 4 PPG) no es posible con un frac agua mancha y puede conducir a lijar fuera del pozo (cribado de fuera). El logro de una mayor concentración de arena puede llevarse a cabo utilizando otros sistemas de fluidos frac tales como gel reticulado, que será discutido.
Como se mencionó anteriormente, el principal objetivo de un tratamiento frac agua es la creación de un complejo, pero no es una red de fracturas dominante. En general, en un frac agua slick, el fluido de baja viscosidad conduce a una red de fracturas complejas, mientras que la conversión al fluido frac de mayor viscosidad (por ejemplo, gel lineal, gel reticulado) tiende a crear fracturas hidráulicas dominantes. La esencia de un frac de agua en yacimientos naturalmente fracturados es seguir las fracturas naturales, mientras que la creación de múltiples trayectorias de flujo como resultado de la aplicación de alta energía a la roca. Esta energía sólo se consigue con una tasa más alta. La combinación de una velocidad y de baja viscosidad agua mancha de fluido más alta hará que la arena para ser colocado más lejos en la formación y resultar en una mejor productividad a largo plazo. Uno de los principales problemas con nuestra industria está siendo tan dependiente de la producción a corto plazo. Algunas compañías sólo se ven en la producción inicial del pozo e ignoran la producción a largo plazo. Esta es otra receta para el fracaso en el diseño y comparar el rendimiento de un pozo. También es crucial no tomar decisiones basadas en los datos de producción de un solo pozo. En su lugar, un campo de datos de producción se puede utilizar para tomar decisiones económicas críticas.
tasa promedio de tratamiento en frac agua mancha varía de etapa en etapa en base a las limitaciones de presión discutidos. El objetivo es lograr la velocidad máxima diseñada, que es típicamente 70 100 bpm. En Barnett Shale, la tasa promedio de tratamiento de superficie es incluso mayor y se han alcanzado velocidades de bombeo de hasta 130 bpm. Rate también supera de fugas y problemas de fractura de ancho durante la etapa frac. De fugas se refiere al fluido de fracturación perderse en la formación. Tener una tasa elevada durante la etapa frac elimina la preocupación de tener alta de fugas. que tiene una alta
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de fugas podría conducir a lijar el pozo. Una de la tasa principales razones no se debe sacrificar en baja permeabilidad yacimientos no convencionales es porque de no crear el área de superficie necesaria para la producción a largo plazo. Cuando la fracturación hidráulica se realiza en un depósito de baja permeabilidad con una tasa limitada, sólo se consigue área de superficie limitada. Una vez que el depósito se vacía en ese área de superficie particular, la producción se redujo significativamente. En yacimientos convencionales de alta permeabilidad, área de superficie no es el único factor decisivo, ya que incluso después de crear tanto el área de superficie de la permeabilidad más allá de la región de volumen de recipiente estimulado para transmitir fluido al interior de las fracturas hidráulicas creadas todavía es alta.
Con el tiempo, los yacimientos naturalmente fracturados se convierten en los mejores candidatos REFRAC para mejorar la recuperación de petróleo y gas. Por ejemplo, si después de 20 años de producción, los descensos de la tasa de producción por debajo del límite económico, es muy recomendables para reestimular el bien debido a las fracturas naturales que existen en el depósito para mejorar la recuperación. Además de tener un sistema de fractura natural, depósitos deben tener alta inicial de gas en su lugar (IGIP), presión alta de poros, y las propiedades del yacimiento superiores a ser los candidatos más exitosos para REFRAC. También es muy importante para seleccionar a los candidatos en función de su diseño original de terminación. Tener todas las condiciones mencionadas anteriormente, pobres pozos iniciales de diseño finalización son mejores candidatos para REFRAC. Fig. 5.1 muestra el esquema de la fractura hidráulica típica y las interacciones de red fractura complejos en frac agua resbaladiza.
Figura 5.1 Complejo sistema ilustración fractura. 54
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SISTEMA DE FLUIDO GEL reticulado Este tipo de sistema de fluido se utiliza en depósitos convencionales y no convencionales para lograr el llamado sistema de fracturas biwing. gel reticulado es un fluido viscoso pesado. En este tipo de sistema de fluido frac, viscosidad (no velocidad) se utiliza para colocar agente de sostén en la formación. gel reticulado se usa típicamente en formaciones dúctiles con mayor permeabilidad (por ejemplo, ventanas de aceite de Eagle Ford y Bakken Shales). gel reticulado también es muy usada en las ventanas de óleo de varios esquisto juega para ser capaz de obtener el ancho de la fractura necesario para la producción óptima de aceite. El objetivo en este tipo de frac es para alcanzar la concentración máxima de arena cerca del pozo (conductividad más alta) a través del uso de un fluido viscoso. A diferencia de un frac agua que utiliza la velocidad para llevar a agente de sostén, gel reticulado utiliza fluido viscoso pesado (gel reticulado) para colocar el agente de sostén en la formación. Alta tasa no es necesario en este tipo de sistema de fluido frac y por lo general 25 70 bpm se utiliza para colocar el agente de sostén en la formación. concentración de arena más altas de hasta 10 ppg se pueden obtener si y sólo si se obtiene una gran gel reticulado. Si por cualquier razón durante todo el gel reticulado etapa se corta (no bombea) debido a un mal funcionamiento del equipo, la primera cosa que hacer es cortar arena y limpiar el bien para prevenir lijado fuera del pozo. La razón es que la viscosidad lleva las altas concentraciones de arena en la formación y sin el pesado viscoso fluido del pozo podría ser lijado con facilidad a tales concentraciones alta de arena. Uno de los errores más comunes con el uso de fluido reticulado está bombeando el trabajo a concentraciones más bajas (de arena, 6 PPG). La ventaja de utilizar un sistema de fluido reticulado es la utilización de líquido pesado, viscoso a la bomba concentraciones muy altas de arena,
Otra ventaja de sistema de fluido reticulado es la reducción de fugas de fluido. En yacimientos de alta permeabilidad donde el fluido de fugas es significativa, el sistema de fluido reticulado se conoce para reducir fluido de fugas y mantener el agente de sostén suspendido hasta el cierre. Además, viscosidades muy altas (miles de centipoises) pueden ser alcanzados utilizando el sistema de fluido reticulado. Otro criterio principal para la elección de gel reticulado es ductilidad. Formaciones con un módulo muy bajo de Young y el coeficiente de Poisson muy alto que tienen una mayor permeabilidad son los mejores candidatos para frac reticulado. Es muy importante utilizar los datos de producción para llegar a la mejor sistema de fluido frac en cualquier formación. A veces, después de tomar todas
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Figura 5.2 Biwing ilustración sistema de fracturas. 56
los parámetros necesarios en cuenta, un tipo de frac no producen los mejores resultados de producción. Por ejemplo, si después de hidráulicamente fracturar una formación utilizando gel reticulado, el pozo produce debajo de las expectativas, una técnica diferente debe ser utilizado para maximizar la producción. Las teorías son bien saber y entender, sin embargo, el principal factor decisivo en la elección del sistema de fluido frac es los datos de producción. En tanto Marcelo y Barnett Shale, la razón de un frac agua es elegido como el sistema de fluido principal frac por la mayoría de las empresas que operan es debido a resultados exitosos de producción. Si la producción de agua usando frac mancha no era prometedora, muchas empresas se han tratado un sistema de fluido frac diferente. Como se mencionó anteriormente, en un frac reticulado, se utiliza la viscosidad (en contraposición a evaluar o velocidad) para colocar altas concentraciones de apuntalante en la formación. Una de las mayores preocupaciones con fluido reticulado es el residuo de gel de que este tipo de sistema de fluido deja en la formación. residuo Cross-ligado, si no roto adecuadamente en condiciones de yacimiento, puede causar graves daños a las fracturas creadas mediante la reducción de la permeabilidad y la fractura conductividad (que se discutirá). Fig. 5.2 ilustra el esquema de un sistema de fracturas biwing usando gel reticulado.
SISTEMA DE FLUIDO HYBRID En este tipo de sistema de fluidos, agua mancha se utiliza para bombear a una concentración inferior de arena seguido de gel reticulado o lineal para bombear a una concentración de arena más alta para maximizar cerca de conductividad pozo.
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Algunas empresas utilizan este tipo de frac en yacimientos no convencionales en el caso de que haya problemas graves con la colocación de las concentraciones más altas de arena en la formación. Esto se debe a algunas formaciones no les gusta concentraciones de arena más altas y la única manera de poner toda la arena diseñado de distancia está ya sea usando gel lineal (menos viscoso comparan con gel reticulado) o gel reticulado en concentraciones de arena más altas. Por ejemplo, en una operación de pizarra de Marcelo, si toda la arena diseñado no es capaz de ser colocado en la formación mediante el uso de fluido frac agua slick, gel lineal se utiliza para aumentar la viscosidad del fluido y, como resultado aumentar la anchura de la fractura y superar cerca de tortuosidad del pozo. Algunas etapas en una formación de pizarra de Marcelo necesario tener algún tipo de fluido viscoso, tal como gel lineal para toda la arena diseñado para ser colocado con éxito en la formación. Normalmente, si hay problemas con el establecimiento de un buen ritmo durante las concentraciones más altas de arena, 5 gel lineal 10 lb se usa al comienzo para proporcionar más ancho de la fractura y un mejor transporte agente de sostén. En algunas etapas, si no se establece una tasa de flujo de la línea de base (bpm) para iniciar las concentraciones de arena aún más bajos, 15 gel lineal 20 lb se podría utilizar para llevar el agente de sostén en la formación sin cribado a cabo a una tasa más baja. Una vez establecida la velocidad de flujo de línea de base necesario, gel lineal puede ser reducido o eliminado por completo a lo largo de la etapa. Por ejemplo, si sólo el 25 bpm se alcanza a la presión máxima de superficie admisible, a 15 sistema de gel 20 lb puede ser utilizado y
0.1 0,25 PPG (lb de arena por galón de agua) se ha iniciado. Una vez que se establece una tasa de base, concentración de gel se puede reducir o cortar a lo largo de la etapa. concentraciones de gel se proporcionan típicamente en lb de polímero por 1000 litros de fluido de base (agua). Por ejemplo, un sistema de gel ABC 20 lb se prepara con 20 libras de ABC por 1000 litros de fluido de base. Gel normalmente viene en dos formas: concentrado de gel líquido seco y en húmedo (LGC). La LGC se hace mezclando altas concentraciones de gel seco en un disolvente para hacer una LGC. La concentración de gel seco utilizado varía, pero por lo general es 4 lb de gel por galón de disolvente (agua). La ecuación principal para el uso de gel lineal se muestra en la Eq. (5,1) .
La ecuación 5.1 conversión gel lineal a GPT.
Por ejemplo, el sistema de gel lineal 5 lb es igual a 5 dividido por 4, lo que da 1,25 GPT (galones de gel por cada mil galones de agua). En otras palabras, LGC se hace usando 4 libras de gel en un galón de disolvente. Para hacer
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Figura 5.3 sistema de gel lineal 20 lb. 58
, Será necesario un sistema de gel galón 5 lb / 1000 1,25 gpt de LGC. El sistema de gel 5 lb no es un fluido superviscous y este tipo de sistema de gel tiene suficiente viscosidad para superar la presión de fricción y proporcionar más ancho de la fractura para ser capaz de colocar la arena en la formación. Cuando tortuosidad es severa, se necesitarán concentraciones de gel superiores tales como 15 sistemas de gel 20 lb. Fig. 5.3 muestra un ejemplo de un sistema de gel lineal 20 lb que se utilizó durante un tratamiento de etapa Marcelo.
FRACTURAMIENTO ESPUMA fracturación espuma no es un sistema de fluido frac común en la mayoría de los yacimientos de esquisto no convencionales, pero este tipo de sistema de fluidos de fracturación proporciona algunos atributos que otros no ofrecen. Las espumas se componen de dos partes. La primera parte es burbujas de gas, se hace referencia como la fase interna, y la segunda parte es líquidos, se hace referencia como la fase externa. frac espuma nitrógeno es la forma más comúnmente utilizada de sistema de fluido de espuma de fracturación. En este tipo de sistema de fluidos, el nitrógeno es típicamente bombea con agua y otros aditivos para formar un fluido de tipo espuma. La espuma de la fractura de nitrógeno sistema de fluido es común en metano de carbón, arenas compactas, y algunos depósitos de esquisto de baja permeabilidad que son normalmente menos de 5000 pies de profundidad.
líquido de espuma de fracturación, al igual que otros tipos de sistemas de fluidos de fracturación, tiene ventajas y desventajas. Desde un frac espuma nitrógeno tiene menos
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fluido en el sistema y un gran porcentaje del sistema de fluido se compone de nitrógeno, es ideal para las formaciones sensibles al agua (por ejemplo, formaciones que contienen arcilla). Debido al hecho de que menos líquido se bombea en un frac espuma de nitrógeno, arcilla hinchazón y daño de formación se reducen al mínimo en formaciones watersensitive. A frac espuma nitrógeno es ideal para formaciones a baja presión y empobrecido en los que se utiliza la energía de nitrógeno para ayudar a la limpieza del pozo y fluir de nuevo después de que se complete el trabajo frac. Como fluido espuma frac está compuesto principalmente de gas mayor que 60%, la recuperación de la fractura de fluido en yacimientos de baja presión es más eficiente en comparación con los sistemas de fluidos no de espuma-fracturar. La naturaleza compresible del fluido espuma frac ayudará a recuperar el líquido debido a la expansión de gas como el fluido de fracturación viaja al pozo. Debido a la limpieza del pozo rápido después frac, el tiempo de limpieza se reducirá al mínimo en un frac espuma de nitrógeno. Sin este tipo de sistema de fluido en formaciones agotadas y a baja presión, el depósito no tiene la energía para recuperar el fluido bombeado frac de fondo de pozo. Dado que el sistema de fluido foamfracturing sólo contiene 5 35% de líquido, de baja espuma porcentaje líquido tendrá menos presión hidrostática que actúa sobre la formación.
Otra ventaja de sistema de fluido de espuma de fracturación es la capacidad de pérdida de fluido. Como se discutió previamente, menos fluido se bombea el fondo del pozo en este tipo de sistema de fluido y, como resultado, un frac espuma proporciona mejor eficiencia de fluido, que a su vez produce la pérdida de fluido baja. Esta capacidad de pérdida de fluido puede ser demostrada por poner un poco de crema de afeitar en la mano y mover de un tirón la mano al revés. La crema de afeitar no se cae fácilmente fuera de la mano. Esto es indicativo de la capacidad de pérdida de fluido del sistema de fluido foamfracturing. Cuando no se requieren aditivos de pérdida de fluido, cualquier daño perjudicial para la permeabilidad de la fractura y la conductividad se puede reducir. Tenga en cuenta que a veces la capacidad de pérdida de fluido puede ser necesaria en formaciones altamente fracturadas naturalmente con mayor permeabilidad. Cuando se inyecta nitrógeno en un líquido tal como agua, que puede provocar una formación de espuma. Sin embargo, debido al agua ser delgada, algunas burbujas se romperán. La adición de un agente espumante tal como jabón hará que las burbujas a ser más estable. El jabón se sabe que es un tipo de agente tensioactivo que se estabilizará la espuma cuando la inyección de nitrógeno. La regla general es que en formaciones con permeabilidad mayor que 1 MD, aditivos de pérdida de fluido podrían ser beneficiosos.
Otra ventaja importante de fluido de espuma de fracturación es el transporte agente de sostén. A diferencia de un sistema de fluido de agua mancha, espuma permite el transporte agente de sostén en la formación sin sedimentación. Esto permitirá una distribución uniforme de partículas de apuntalante a través de las fracturas. La cantidad de agente de sostén que la formación de espuma fluido frac puede suspender dependerá de la calidad de la espuma (que se discutirá). Cuando la arena regular (SG 5 2,65) se utiliza
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Figura 5.4 calidad de la espuma vs libras de agente de sostén por galón de espuma. 60
con un agente de formación de espuma y 3 lb de arena por galón de espuma que se desea, la concentración de arena en la licuadora será de 9 ppg para espuma de calidad 67%, 12 puntos por partido para espuma de calidad 75%, y 15 ppg para espuma de calidad 80%. Fig. 5.4
ilustra este concepto para la arena regular con gravedad específica de 2,65.
calidad de la espuma calidad de la espuma es la relación del volumen de gas a volumen de espuma (gas 1 líquido) a través de una presión y temperatura dada. El nitrógeno o CO 2 se puede utilizar para crear espuma en estado líquido, pero el nitrógeno se prefiere típicamente porque CO 2 puede ser extremadamente dura y erosionando cuando el agua es inexistente.
La ecuación 5.2 calidad de la espuma.
donde FQ 5 calidad de la espuma,%; volumen de gas 5 BBLS o galones; y el volumen de líquido 5 BBLS o galones. Cuando la calidad de la espuma es de entre 0% y 52%, las burbujas de gas no entran en contacto entre sí y son esféricas. la viscosidad de la espuma también es baja porque hay una gran cantidad de líquido libre en el sistema, que a su vez afectará a la capacidad de la pérdida de líquidos. Cuando la calidad de la espuma está entre 52% y 96%, las burbujas de gas están en contacto unos con otros y como resultado se producirá un aumento de la viscosidad. Espuma
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cualidades del 52% y el 60% no tienen la capacidad de agente de sostén a la suspensión. Finalmente, cuando la calidad de la espuma es más de 96%, la espuma se degenere en niebla y, como resultado, habrá una pérdida de viscosidad. Tenga en cuenta que una mayor calidad de la espuma tiene una viscosidad más alta y es más capaz de suspender el agente de sostén. A medida que aumenta la calidad de la espuma, se necesitará más potencia hidráulica. Esto se debe a un aumento en la calidad de la espuma reducirá la presión hidrostática y, a su vez aumentará la presión de tratamiento de superficie. Un aumento en la presión de tratamiento de superficie provocará un aumento en la potencia hidráulica. La calidad de la espuma más frecuentemente utilizado es típicamente 70 75%.
estabilidad de la espuma Hay varios factores que afectan la estabilidad de la espuma. calidad de la espuma, el tipo de tensioactivo / concentración, y el tipo de polímero / concentración son algunos ejemplos. Uno de los aspectos más importantes de la fracturación de espuma es mantener la espuma en movimiento. Si la espuma no está en movimiento, va a ser inestable. Cuando espuma deja de moverse, la gravedad hará que el líquido libre en la espuma drene. Este drenaje puede causar problemas de inestabilidad de espuma. La velocidad de drenaje de la espuma dependerá de muchos factores tales como la temperatura, la viscosidad de la fase líquida, y la concentración de agente de formación de espuma. Un aumento en la temperatura puede potencialmente causar una reducción en la viscosidad del fluido. A medida que aumenta la temperatura, se deben usar más agentes de formación de espuma. Los agentes gelificantes son también muy importantes, ya que pueden ser utilizados para añadir estabilidad al fluido. agentes gelificantes aumentará la viscosidad (no considerablemente), pero mejorará el transporte agente de sostén y de control de filtrado. Los agentes gelificantes se deben usar con moderación porque mayor viscosidad del fluido será más difícil de espuma y la bomba, y como resultado, se requieren más caballos de potencia hidráulica.
tortuosidad La tortuosidad se refiere a la pérdida de presión por fluido de fracturación entre las perforaciones y fractura principal (s). Se trata básicamente de las vías restringidas entre las perforaciones y fracturas principales. Tortuosidad puede justificarse como una de las principales causas para la mayoría de la pantalla de espera. La tortuosidad no era un problema en pozos verticales; Sin embargo, la tortuosidad parece ser muy grave en los pozos horizontales, pozos con inclinaciones moderadas a severas, depósitos de roca dura, y pozos con disparos dispersos. condiciones de bombeo y
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propiedades de las rocas tienen un impacto directo sobre la tortuosidad. Tortuosidad puede ser grave en algunas etapas y es por eso fluido viscoso tal como gel lineal está dirigido a combatir el problema y ser capaz de combatir con éxito toda la arena diseñado en la formación. En general, no ser capaz de obtener la velocidad suficiente durante una etapa frac potencialmente podría ser debido a problemas de tortuosidad severas. Este problema puede resolverse fácilmente mediante el bombeo de fluido mayor viscoso tal como gel lineal, lo que hará que la presión de tratamiento de superficie para caer tan pronto como el gel lineal realiza las perforaciones. Una caída en la presión de tratamiento de superficie es una indicación de la superación de los problemas de tortuosidad entre las perforaciones y fracturas principales. Hay varias maneras de averiguar si el problema es la tortuosidad. El primero y el método más comúnmente utilizado para la identificación de la tortuosidad está bombeando una babosa arena a bajas concentraciones después de la almohadilla. Si la babosa arena golpea la formación y la presión aumenta, es una indicación de tortuosidad. Si la babosa arena provoca un aumento de la presión seguido de un descanso considerable de la presión, significa que la eliminación de tortuosidad. Por último, si no hay un impacto cuando la arena llegue a las perforaciones, entonces no hay problemas con la tortuosidad.
Cuando velocidad suficiente no se ha establecido durante la etapa de la almohadilla en un sistema de fluido de agua slick, una arena de babosa de baja concentración (típicamente 0,1 0,25 PPG) se ejecuta para ver el impacto de la presión y averiguar si existe tortuosidad severa en la formación o no. Otra opción es ejecutar la babosa de arena para una segunda vez para atacar a la tortuosidad si se dispone de presión. Otro procedimiento para determinar si existe tortuosidad o no durante una etapa frac es restando la presión de cierre de la presión de cierre en instantánea (ISIP). Si la diferencia entre ISIP y la presión de cierre es más de 400 psi, hay una alta posibilidad de tortuosidad. Algunas de las técnicas más utilizadas (como se discute) para combatir la tortuosidad severa son los siguientes:
1. Bomba babosas apuntalante de baja concentración
2. Usar alta carga de gel (0,15 sistema lb) 3. Aumentar la tasa (si es posible).
Es un reto para determinar si tortuosidad o de alta fricción perforación es la causa de no ser capaz de bombear en una zona. Cuando se trata de la presión de fricción alta perforación, las siguientes técnicas se pueden usar para superar el problema: 1. Bomba babosas apuntalante de baja concentración
2. ácido Spot (por segunda vez) 3. Reperforate. A veces, la detección de ácido por segunda vez podría ayudar a resolver el problema en el caso de todas las perforaciones no se limpiaron los escombros de cemento y la primera vez. Cuando los primeros cinco opciones mencionadas anteriormente no pueden hacer frente a la tortuosidad y la presión alta fricción perforación, es reperforating
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utilizado para superar el problema y entrar en el escenario. Algunas empresas ni siquiera intentan cualquiera de las técnicas mencionadas anteriormente y simplemente reperforate ya que el costo de reperforating podría ser más barato que tratar diversas técnicas. Fig. 5.5 muestra el esquema de una posible tortuosidad entre perforaciones y fractura hidráulica. Fig. 5.6 ilustra los fundamentos de la selección del diseño fluido frac basados en las propiedades mecánicas de la roca de rocas frágiles con alto módulo de Young y baja relación de Poisson a las rocas dúctiles. Como Fig. 5.6 ilustra, pasando de rocas quebradizas a dúctil rocas se necesita un cambio en el sistema de fluido frac (agua mancha a gel reticulado). Esto dará lugar a aumento de la viscosidad del fluido, mejor capacidad de entrega agente de sostén, menor complejidad de la fractura, y la tasa de flujo inferior.
Figura 5.5 Tortuosidad.
Figura 5.6 Frac diseño de base (Britt, 2011).
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
TÍPICOS PASOS FRAC AGUA SLICK Como se discutió previamente, el agua mancha es el sistema de fluido frac más comúnmente utilizado en yacimientos de esquisto. Hay cuatro pasos principales durante cada etapa frac hidráulico de agua mancha que se siguen en secuencia; que se describen en las siguientes secciones.
ETAPA ACIDIZATION En esta etapa, varias concentraciones de HCl (clorhídrico) o ácido HF (ácido fluorhídrico) se bombea el fondo del pozo para limpiar las perforaciones (agujeros) de cualquier tipo de desechos o cemento. El propósito de ácido es limpiar las perforaciones de cualquier cemento o escombros y no está destinado a acidificar la formación. Ácido sí ayuda cuando la formación de piedra caliza tiene rayas o calcita. Diferentes empresas tienen varias teorías en relación con el volumen y la concentración de ácido. Dependiendo del tipo de región y la formación de funcionamiento, típicamente 500 4000 galones de 3 ácido 15% se bombea el fondo del pozo para limpiar las perforaciones. La etapa de ácido se puede ver fácilmente en el gráfico de la presión de tratamiento de superficie porque tan pronto como el ácido llega a las perforaciones (agujeros en la carcasa), la presión disminuye de tratamiento superficial y una mayor tasa puede ser establecida. Tabla 5.1 muestra gravedades específicas de ácido HCl a diversas concentraciones de ácido HCl.
El tiempo de contacto es muy importante cuando se bombea ácido. En general, el tiempo de contacto puede ser alcanzado mediante el bombeo de las concentraciones de ácido más bajos. Por ejemplo, en lugar de bombeo de 3000 litros de 15%, 3000 galones de 3 7% se puede utilizar
Tabla 5.1 Gravedad específica (SG) de ácido HCl % 3
SG
1.015
5
1,025
10
1.048
15
1,075
20
1.100
25
1.126
28
1,141
30
1.151
31.45
1.160
36
1,179
Fracturamiento hidráulico Fluid Systems
sesenta y cinco
en un intento de tener tiempo de contacto más largo con las perforaciones. Esto podría mejorar el proceso de limpieza en comparación con el bombeo de las concentraciones de ácido superiores. Típicamente las empresas de servicios tienen plantas de mezcla de ácido y traer ácido 31,45% en su planta de ácido-mezcla. Luego se mezcla según sea necesario en el patio y se tomaron muestras para confirmar la combinación adecuada. ácido Veintiocho por ciento es típicamente la concentración máxima que puede ser transportada a un lugar en camiones petrolíferos normales. Dado que el ácido se bombea el fondo del pozo es normalmente de 5 15%, el porcentaje deseado se mezcla sobre la marcha. Es mucho más fácil operacionalmente para transportar el ácido caliente y se mezcla sobre la marcha. Una de las ventajas de mezclar el ácido sobre la marcha es que más etapas pueden ser bombeados hacia fuera de un tubo de ácido. Esto será útil debido a un menor número de complicaciones se producirán mientras que el ácido que entran y salen después de cada etapa. La concentración de ácido logrado a partir de la mezcla sobre la marcha será lo suficientemente cerca de la concentración diseñado deseado. Es responsabilidad del representante de la compañía para el cálculo de las tasas de dilución para asegurar las tasas apropiadas para conseguir un porcentaje de acidez deseado se utilizan. Eq. (5,3) puede ser utilizado para adquirir galones de ácido requerida para convertir a la concentración de ácido deseada:
La ecuación 5.3 volumen de ácido original.
•••
Ejemplo ¿Cuánto ácido y el agua son necesarios dado ácido clorhídrico 28% (transportada a la posición) con el fin de obtener 3000 litros de ácido 5%? volumen de ácido HCl 5 5 3 1: 025
28 3 1: 141 3 3000 5 481: 3 galones de 28% ácido HCl
Volumen de agua 5 3000 2 481: 3 5 2518: 7 galones de agua
Como puede verse en este ejemplo, para hacer 3000 galones de ácido clorhídrico al 5% (28% original en camiones a la ubicación), sólo 481 galones serían ácido y el resto sería agua. Ahora deja ' s realice una mayor cálculo: la cantidad de ácido que se requiere para hacer 3.000 galones de 15% en vez del 5%?
volumen de ácido HCl 5 15 3 1: 075
28 3 1: 141 3 3000 5 1514: 2 galones de 28% ácido HCl
Volumen de agua 5 3000 2 1514: 2 5 1485: 8 galones de agua Por lo tanto, se necesita más ácido 28% para lograr una mayor concentración de ácido.
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
ETAPA PAD Después de bombear el volumen diseñado y concentración de ácido, la almohadilla (que es una combinación de sólo agua y productos químicos) se bombea el fondo del pozo para iniciar las fracturas hidráulicas mediante la creación de longitud de la fractura, la altura y anchura antes de iniciar la etapa principal agente de sostén. En otras palabras, la almohadilla es el volumen de fluido bombeado de fondo de pozo para crear una red de fracturas suficiente antes de bombear la fase de agente de sostén. Es muy importante obtener tanta frecuencia como sea posible durante la etapa de la almohadilla para una red de fracturas más grande. volumen Pad es extremadamente importante para determinar el fin de evitar que la arena-off prematura (punta de la pantalla de salida). Los ingenieros creen firmemente que si una red de fracturas suficiente, no se crea durante esta etapa, una pantalla de salida prematura puede ser la consecuencia. La red de fractura hidráulica se crea durante todo el tratamiento; sin embargo, la mayor parte de la red de fracturas se crea durante la inyección del colchón. Si se bombea no es suficiente almohadilla, en algún momento durante el tratamiento de la arena se llega a la punta de las fracturas creadas haciendo que de puente de arena y finalmente paquete de descuento en todos los fracturas. Esto dará lugar a lijar fuera del pozo, si el escenario no se terminó antes de tiempo mediante la reducción de arena. Por otro lado, demasiada pad puede ser perjudicial también. Si se bombea demasiada almohadilla, consejos de fractura siguen propagando después de bombeo se detiene lo que resulta en un gran (medios sin apuntalar ningún agente de sostén) sin apuntalar región cerca de la punta de la fractura. regiones fractura apuntalada pueden moverse hacia la región y esencialmente sin apuntalar dejar un agente de sostén distribución definitiva pobres en el interior del cuerpo principal de las fracturas. Esto subraya la importancia de calcular y entender el volumen de la almohadilla antes del tratamiento principal. volumen Pad se calcula utilizando NCA. (5,4) , (5,5) y (5,6) , Que son funciones de la eficiencia de fluido en la formación.
La ecuación 5.4 volumen de la almohadilla método Nolte.
La ecuación 5.5 Shell volumen de la almohadilla de método.
La ecuación 5.6 Kane volumen de la almohadilla de método.
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eficiencia de líquidos es la relación del volumen almacenado dentro de la fractura al fluido total inyectada. la eficiencia de líquido está inversamente relacionada con el fluido de fugas. Mayor eficiencia significa menor fluido fluido de fugas y menor eficiencia de fluidos significa mayor fluido de fugas. De fugas es la cantidad de fluido de fracturación perdido a la formación durante o después del tratamiento. depósitos de esquisto no convencionales en general tienen menor de fugas debido a que la permeabilidad es muy bajo. Bajo de fugas de líquidos en depósitos de esquisto no convencional indica que el líquido no se pierde en la formación tanto como lo haría en formaciones de alta permeabilidad. El fluido bombeado en formaciones de baja permeabilidad creará efectivamente fracturas debido a la baja de fugas de líquidos. Generalmente esquisto tiene una alta eficiencia de fluido (bajo de fugas-off), por lo tanto, requiere menos almohadilla a bombear.
Lijado de la boca del pozo o descartar a puede ser un problema costoso cuando fracturar hidráulicamente formaciones de alta permeabilidad debido a que el fluido se pierde muy rápidamente a la formación y la cantidad de la almohadilla que se bombea originalmente se pierde en la formación también. Esta es la razón principal de que los yacimientos de alta permeabilidad, que tienen mayor fluido de fugas, necesitan más volumen cojín para colocar de manera efectiva toda la arena diseñada en la formación.
•••
Ejemplo Calcular el% de volumen de la almohadilla necesario para una etapa frac con eficiencia fluido 70% si 7000 barriles de fluido frac está diseñado para la etapa de: método Nolte 5 volumen de la almohadilla% 5 Ðð 1 2 0: 7 Þ 2 1 0:05 Þ 3 100 5 14% volumen de la almohadilla
volumen de la almohadilla 5 7000 3 14% 5 980 barriles
método Kane 5 volumen de la almohadilla% 5 re 1 2 0: 7 Þ 2 3 100 5 9% volumen de la almohadilla
volumen de la almohadilla min 5 7000 3 9% 5 630 barriles
método Shell 5 volumen de la almohadilla% 5 1 2 0: 7
1 1 0: 7 3 100 5 17: 6% volumen de la almohadilla
volumen Max almohadilla 5 7000 3 17: 6% 5 1232 barriles
En el ejemplo anterior, será necesario un mínimo de volumen de la almohadilla de 9% para el trabajo. Otro parámetro importante a tener en cuenta durante el tratamiento trabajo frac es el gráfico de presión. Si comienza a mitad de camino, o más cerca del final del trabajo frac presión de tratamiento superficial
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
creciente,
que podría ser una indicación de alta de fugas de líquidos y la pérdida de la almohadilla.
En esto
en particular escenario, una toalla higiénica o barra extendida pueden ser bombeadas en el centro del escenario para borrar la cerca del pozo de acumulación de arena, crear más espacio para volver a meterse en la etapa bombeando más arena, y colocar la arena existente más lejos en la formación.
Un barrido es esencialmente cuando se corta la arena y sólo agua y productos químicos se bombea el fondo del pozo como la arena empieza embalaje fuera. Por lo general, después de un barrido de volumen carcasa agujero, la presión de tratamiento de superficie comienza a disminuir, lo que puede ser una indicación de acumulación de arena ser arrastrado lejos de la zona cercana al pozo. Por otro lado, una barrido prolongado, también se hace referencia como una MiniPad, es cuando el volumen de carcasa más de un agujero se bombea hasta que la presión de tratamiento de superficie muestra algo de alivio por tener una tendencia de la presión hacia abajo. Barridos pueden ser muy común en algunas zonas, especialmente cuando el bombeo de grandes volúmenes de arena. Algunos barridos están programadas en el diseño, mientras que otros sólo se ejecutan cuando sea necesario. arena cortar a tiempo y corriendo barridos, según sea necesario, se recomienda encarecidamente que ser capaz de volver a los escenarios y poner toda la arena diseñada de distancia. Si la formación da hacia fuera (esto se puede ver fácilmente en el gráfico de la presión de tratamiento de superficie) y los barridos no se ejecuta, el cribado fuera puede ser la consecuencia. ingenieros y consultores experimentados frac no tienen miedo de cortar arena y ejecutar un barrido según sea necesario durante cualquier etapa frac.
ETAPA agente de sostén Después de bombear el volumen de la almohadilla calculado la etapa de agente de sostén se puede iniciar. La etapa de agente de sostén es la etapa durante la cual las combinaciones de agente de sostén, el agua y los productos químicos (llamado slurry) se bombean de fondo de pozo. En un frac agua resbaladizo, es muy importante establecer lo suficiente caudal antes de iniciar la arena. Como se discutió previamente, cuando se utiliza sistema de fluido de agua slick, la tasa es el mecanismo principal para la colocación de la arena en la formación. Si no se logra la suficiente velocidad (al menos 35 latidos por minuto), la fase de agente de sostén no debe iniciarse, ya que podría dar lugar a lijar fuera del pozo. A veces, pequeñas concentraciones de babosas apuntalante (tales como 500 1000 lb de 0,1 0,25 PPG) se bombean de fondo de pozo para asegurarse de que la formación es capaz de tomar en el slug arena introducido antes
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comenzando el horario real de la bomba. La etapa de arena suele comenzar con
0.1 0,25 puntos y se incrementa gradualmente a concentraciones de arena más altas en un frac agua resbaladiza. Es importante asegurarse de que la concentración actual de arena golpea las perforaciones antes de montar hasta la próxima concentración de arena para asegurarse de que la formación tolera la cantidad de concentración de arena. Por ejemplo, si 1,5 ppg de la etapa arena se bombea el fondo del pozo es crucial dejarlo que alcance las perforaciones antes de montar hasta 1.75 o 2.00 ppg de la etapa arena. La capacidad de todo el volumen carcasa (de fluido de suspensión) debe ser utilizado para la arena para golpear las perforaciones. Este volumen máxima de la caja se calcula para discernir cuando la arena llegará a las perforaciones. En la operación sobre el terreno hay un dicho común: “se golpeó la parte inferior de arena?” Esta pregunta está preguntando si la arena ha llegado a las perforaciones. En un frac agua pulido, se toman típicamente de 0,25 PPG saltos para aumentar la concentración de arena. Sin embargo, con horarios más agresivas, 0,5 puntos por partido saltos se trataron también. Es muy importante para poner en marcha la arena en una concentración muy baja, tal como 0,1 o 0,25 PPG, para erosionar las perforaciones en un frac agua resbaladiza. Comenzando con concentraciones de arena superiores tales como 1 ppg puede hacer que el embalaje fuera de todas las perforaciones y, como resultado de detección a cabo en un frac agua resbaladiza. Una etapa frac es muy similar a una partida individual a ejecutar. Por lo general, los tramos individuales antes de ejecutar y comienza a velocidad muy baja y poco a poco se levanta a la velocidad. frac etapa sigue el mismo patrón en que se inicia con concentraciones bajas de arena y poco a poco etapas a lo largo del escenario.
ETAPA DE DESCARGA
Después de bombear el horario bomba diseñada, agente de sostén se corta y el pozo se enjuaga. Flushing significa agua y productos químicos sólo se bombea el fondo del pozo para limpiar el interior de la carcasa producción de arena hasta que todo el agente de sostén que queda en la carcasa ha sido eliminado / enrojecida a la formación. volumen de descarga puede ser calculado, dado el tamaño carcasa, el grado, el peso, y la perforación inferior. La regla de oro es bombear al menos un volumen carcasa agujero de agua y productos químicos a la profundidad de perforación inferior
después todas las líneas de la superficie se borran de arena. Hay un densitómetro (lee concentración arena) en el extremo de las líneas de superficie y antes de la entrada
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
a la cabeza del pozo. Esto indica densímetro 0 puntos por partido cuando todas las líneas de la superficie son claros de arena. Tan pronto como el densímetro muestra 0 puntos por partido, el conteo comienza al ras. etapa de descarga de agua es muy importante prestar atención a porque después de cortar la arena, que aumenta la presión hidrostática (debido a la pérdida de lechada de presión hidrostática) y la presión debe ser monitoreado para asegurarse de que no se exceda la presión máxima permitida. El volumen de descarga se calcula utilizando
Eq. (5,7) .
La ecuación 5.7 volumen de descarga
donde la capacidad de carcasa 5 Bbl / ft y perforación inferior MD 5 pie la capacidad de la carcasa también se puede calcular utilizando Eq. (5,8) .
La ecuación 5.8 capacidad de carcasa
donde ID 5 diámetro interior de revestimiento de producción, con los pies.
•••
Ejemplo / Calcular el volumen de descarga si un 5 1 2 pulgadas, 20 lb / ft, P-110 (ID 5 4.778 pulgadas) revestimiento de producción se utiliza
y la perforación inferior de la etapa está situado en 12.650 pies.
capacidad de carcasa 5 4: 778 2
1029: 4 5 0: 0222 bbl = ft
Tenga en cuenta que la capacidad de carcasa se pueden encontrar en cualquier mesa de carcasa, que se puede encontrar en cualquier empresa de servicios ' s manual estándar.
volumen de descarga 5 0: 0222 3 12650 5 280 barriles
Por lo tanto, se necesitan 280 bbls para limpiar el pozo a la perf parte inferior después de la densitómetro lee 0 ppg en las líneas de superficie.
Algunos operadores ras 10 40 barriles más de la parte inferior Potencia del volumen de descarga (sobredesplazamiento) sólo para asegurarse de que el pozo está completamente libre de cualquier arena. Esto es sólo una medida de seguridad adoptada por algunos de los operadores para asegurarse de que durante una técnica de terminación de plug-and-Potencia, el tapón puente compuesto y pistolas de perforación se pueden bombea en el pozo sin ningún problema. Si el pozo no es totalmente clara de agente de sostén cerca de las perforaciones, el agente de sostén puede asentado arena de algunas de las perforaciones, y presionando a cabo mientras se bombea hacia abajo tapón puente y peroración armas compuestas puede
Fracturamiento hidráulico Fluid Systems
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ser la consecuencia. Overflushing es básicamente un tabú en pozos verticales porque por overflushing el pozo, la arena que fue colocada cerca del pozo serán barridos, que puede causar menor conductividad cerca del pozo, que afecta a la producción. Como se discutió anteriormente, la práctica estándar de la industria en la fracturación hidráulica de múltiples etapas en el enchufe y la técnica perf es a más de ras por 10 40 de BBL en pozos horizontales (a veces más, dependiendo del operador). Esta práctica ha expresado su preocupación por el cambio de la conductividad cerca del pozo y como resultado una pérdida de la productividad. A pesar de esta práctica controvertida, debido a la producción satisfactoria y los resultados económicos de varios yacimientos de esquisto en los Estados Unidos, se continúa esta práctica. Estudios más experimentales y numéricas deben llevarse a cabo para entender realmente el impacto de más de rubor en pozos horizontales con diferentes sistemas de fluidos de fracturamiento y propiedades de la formación. Besler et al. (2007) aumentado la preocupación acerca de más de lavado en Bakken Shale cuando se utiliza sistema de fluido gel reticulado en el sistema de fractura transversal. Gijtenbeek et al. (2012) concluyeron que durante el lavado en el sistema de fluido frac agua resbaladiza puede que no sea perjudicial para la producción debido a la mala transporte agente de sostén. Además, las propiedades de formación, tales como fragilidad tienen un gran impacto en la forma sobre el lavado afecta a los resultados de producción. Sin embargo, todavía se recomienda no sobredesplazamiento en pozos horizontales, ya que podría ser la pérdida de cerca de la conductividad del pozo. El impacto de overflushing no se ha estudiado a fondo en pozos horizontales. Fig. 5.7 muestra un ejemplo de un densitómetro se utiliza en uno de los puestos de trabajo frac agua lisos.
Figura 5.7 Densímetro.
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
FRAC selección del fluido RESUMEN La selección del fluido frac es uno de los aspectos más desafiantes de un diseño frac hidráulico. Una comprensión completa de propiedades de formación tales como el módulo de Young, el coeficiente de Poisson, y permeabilidad de la formación es esencial en el diseño de un sistema de fluido frac adecuada. Hay ventajas y desventajas de cada sistema de fluidos con frac y no hay un sistema de fluido perfecto por ahí. Frac selección fluido altera la geometría frac, el daño de la formación, la limpieza, y el coste final del tratamiento de fracturación.
CAPÍTULO SEIS
Características apuntalantes y diseño de aplicaciones
INTRODUCCIÓN Agente de sostén se utiliza para mantener las fracturas abiertas después de que el trabajo se haya completado frac. Proppant proporciona una vía de alta conductividad para los hidrocarburos fluyan desde el depósito hasta el pozo. Después de que se complete el trabajo frac, agente de sostén evita que las fracturas se cierren debido a la presión de sobrecarga. Sin embargo, las áreas sin apuntalar se vuelva a cerrar bajo la presión de sobrecarga y perder su conductividad con el tiempo.
Uno de los factores más importantes en cada puesto de trabajo frac es el tipo de agente de sostén utilizado para el trabajo. Sin agente de sostén en la formación, la formación se vuelva a cerrar bajo la presión de sobrecarga. El bombeo de fondo de pozo sólo agua sin agente de sostén podría dar lugar a una buena producción inicial (IP); Sin embargo, la producción se reducirá drásticamente y el pozo no será económico en el largo plazo debido a la ausencia de agente de sostén para mantener las fracturas abiertas. Hay varios tipos de agente de sostén utilizado en la fracturación hidráulica; que se discuten en las siguientes secciones.
ARENA La arena es el agente de sostén de menor resistencia y es de alta disponibilidad y precio razonable (que es la más barata). Sand típicamente puede manejar la presión de cierre de hasta 6000 psi (presión de cierre es la presión a la que cierra la fractura). Dos de los principales arenas usadas en la fracturación hidráulica se conocen como Ottawa y Brady playa. arena de Ottawa (también conocida como Jordan, Blanco, y el norte) es el tipo de agente de sostén utilizado en muchos yacimientos de esquisto en los Estados Unidos y se trata del norte de los Estados Unidos (depósitos Jordan). Este tipo de agente de sostén es de alta calidad de la arena de color blanco con granos monocristalinos. Por otro lado, la arena Brady, que viene de cerca de Brady, Texas y extrae de los afloramientos de la formación de Hickory,
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DOI: http://dx.doi.org/10.1016/B978-0-12-849871-2.00006-X
© 2017 Elsevier Inc. Todos los derechos reservados.
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también es arena de alta calidad utilizado para la fracturación hidráulica. Este tipo de arena se llama “arena marrón” debido a su color y es típicamente más barato que la arena Ottawa debido a que contiene más impurezas y que tiene una forma más angular que la arena Ottawa. La calidad de la arena Brady es menor en comparación con la arena de Ottawa. La gravedad específica de la arena es típicamente 2,65.
Previamente curada de resina de arena revestidas
arena de la resina recubierto se considera que es un agente de sostén de resistencia intermedia. arena de la resina recubierto es más cara que la arena regular y, por lo tanto, se debe realizar el análisis económico para determinar la viabilidad económica de utilizar este tipo de arena. El primer tipo de arena recubierta con resina se llama arena recubierta con resina precurada (MLRP). SPMLR tiene una capa dura alrededor de los granos de arena, lo que hace que esta arena para tener mayor conductividad en comparación con la arena sin recubrimiento. Este tipo de arena se utiliza en formaciones con un esfuerzo de cierre de entre 6.000 y 8.000 psi. arena revestidos con resina está diseñado para encapsular las multas, pero no se adhiere en las fracturas. Se cree que este tipo de arena impide la migración de finos triturados. multas de arena se crean después de que se aplica la presión de cierre sobre la arena.
El costo de la arena recubierta con resina podría ser potencialmente una de las razones primarias cuando no se utilizan en formaciones con presiones de cierre de más de 6000 psi. La fracturación hidráulica no se trata sólo de bombeo de cualquier tipo de fondo de pozo de arena en base a la presión de cierre, pero también se trata de costo por etapa y la evaluación de los aspectos económicos del trabajo frac. Es muy importante entender tanto la teoría del diseño y la evaluación económica del diseño.
CURABLES resina de arena revestidas Curable arena recubierta con resina (CRCS) tiene propiedades muy similares a PRCS. Una de las principales aplicaciones de este tipo de arena es controlar el flujo de retorno. Si, después del trabajo de frac y durante el período de flujo de retorno, una gran cantidad de la arena que se bombea el fondo del pozo viaja de vuelta (es decir, fluye hacia atrás) a la superficie, CRCS se bombea (cola en) al final de cada etapa frac para mitigar este problema. Este tipo de arena se unirá en las fracturas (bajo presión de cierre) la prevención de flujo de retorno de la arena a la
Características apuntalantes y diseño de aplicaciones
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Figura 6.1 agente de sostén Curable resina recubierto en condiciones estándar.
Figura 6.2 Curable agente de sostén recubierto de resina bajo condiciones de yacimiento.
superficie tras el trabajo frac ha terminado. Además, este tipo de arena, al igual que PRCS, típicamente tiene una resistencia al aplastamiento de 6000 8000 psi. Fig. 6.1 muestra agente de sostén recubierto de resina curable en condiciones estándar, mientras Fig. 6.2
muestra el mismo agente de sostén de depósito bajo las condiciones del yacimiento. Yuyi et al. (2016) experimentalmente probado el impacto de cada tipo de agente de sostén (arena, recubierto de resina, y agente de sostén de cerámica) en tres pozos profundos Utica secos situados en la misma almohadilla con el fin de tomar una decisión económica del tipo de arena para ser utilizado en el almohadillas futuras. Llegaron a la conclusión que en base a las condiciones del mercado de 2016, aproximadamente el 13% y el 26% de elevación en EUR (desde el caso base) son necesarios para justificar el gasto de capital adicional asociado con el bombeo de resina recubierto y arena de cerámica, respectivamente. Por lo tanto, la realización de tales pruebas y análisis experimental es crucial en la toma de una decisión importante para la creación de valor a largo plazo para los accionistas.
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De resistencia intermedia agente de sostén de cerámica El siguiente tipo de agente de sostén, que es el agente de sostén de mejor calidad y tiene una calidad más alta que la arena recubierta con resina, se denomina agente de sostén de cerámica. Este tipo de agente de sostén tiene tamaño y forma uniforme y es resistente térmicamente. Un ejemplo de un agente de sostén de resistencia intermedia es de baja densidad fusionado agente de sostén de cerámica. agente de sostén de resistencia intermedia puede soportar la presión de cierre de entre 8,000 y 12,000 psi. La gravedad específica del agente de sostén de resistencia intermedia es 2,9 3.3 (podría ser menor dependiendo del fabricante y esta variación se debe a las fuentes de materias primas utilizadas por diferentes fabricantes apuntalantes) (Economides y Martin, 2007). agente de sostén de cerámica tiene una muy alta resistencia al aplastamiento. agente de sostén de cerámica tiene una resistencia al aplastamiento que es tan alto que si se vierte parte de la arena en una mesa plana y batir con un martillo tan duro como usted lo desea, el agente de sostén no aplastar y se dispersará sobre la zona plana. Esto demuestra la alta resistencia a la compresión de este tipo de agente de sostén.
Agente de sostén de cerámica LIGERO agente de sostén de cerámica de peso ligero (LWC) no es tan fuerte como agente de sostén intermediatestrength. Este tipo de agente de sostén puede soportar la presión de cierre de 6000 10.000 psi (Economides y Martin, 2007). La gravedad específica del LWC es normalmente 2,72 y puede ser tan cerca como la gravedad específica de arena regular. Este tipo de arena proporciona una mejor conductividad debido a la mejor esfericidad y distribución tamiz (que se discutirá). agente de sostén de peso ligero también tiene tamaño y forma uniforme y es resistente térmicamente.
Proppant ALTA RESISTENCIA Un ejemplo de un agente de sostén de alta resistencia es de alta resistencia bauxita sinterizada, que es el tipo más fuerte de agente de sostén utilizado en la industria. Se puede manejar una presión de cierre de hasta 20.000 psi y se utiliza en profundas altas formaciones presionado donde la presión de cierre es superior a 10,000 psi. Este tipo de agente de sostén tiene corindón, que es uno de los más difíciles
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Características apuntalantes y diseño de aplicaciones
Figura 6.3 agente de sostén de cerámica.
Tabla 6.1 Las comparaciones apuntalantes
normal arena
Arena de la resina-Coated
Proppant cerámica
El más barato
Más caro (en comparación con
Más caro
arena regular)
conductividad media
mayor conductividad
dosis más baja
resistencia media
la fuerza más alta
tamaño irregular
tamaño y forma irregular
tamaño y forma uniforme
Producto manufacturado
ingeniería y
más baja
conductividad
y la forma
De forma natural producto
Producto manufacturado
materiales conocidos y se utiliza en entornos de alta presión y alta temperatura. De alta resistencia y de resistencia intermedia bauxita sinterizada se producen usando el mismo proceso de fabricación. La principal diferencia entre los dos es las materias primas utilizadas. bauxita Intermedio resistencia típicamente puede manejar la presión de cierre de 15.000 psi, mientras que la bauxita de alta resistencia puede manejar la presión de cierre de hasta 20.000 psi. bauxita sinterizada tiene típicamente un peso específico de 3,4 o mayor. Fig. 6.3 muestra un ejemplo de agente de sostén de cerámica fuerza intermedia.
Tabla 6.1 es la ruptura resumen de los tres tipos principales de agente de sostén que se discutieron.
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TAMAÑO agente de sostén Ahora que el concepto de tipo de agente de sostén es clara, el siguiente concepto que debe ser discutido es el tamaño del agente de sostén en los depósitos de esquisto no convencionales. Existen diferentes tamaños de apuntalante que pueden ser utilizados en función de la mejora de diseño frac y la producción de cada tamaño de agente de sostén. Los siguientes tamaños son los más comúnmente utilizados en los depósitos de esquisto no convencionales.
100 de malla
Malla 100 es muy similar a polvo de bebé ya que el tamaño de malla es muy pequeño y está diseñado para ser colocado en grietas finas de la formación. empleos de Frac por lo general comienzan con malla 100 para sellar microfracturas. 100 de malla también disminuye efectivamente de fugas a través de las grietas encontradas. 100 de malla proporciona un conducto para los próximos arenas, cubriendo pequeñas grietas microscópicas en la formación y la erosión de perforaciones. A veces algunos ingenieros consideran malla 100 a ser parte del porcentaje del volumen de la almohadilla. Este tipo de arena es muy recomendable en las formaciones naturalmente fracturados. Aunque este tipo de arena no está diseñado para la conductividad se utiliza con frecuencia para el sellado de microfracturas, la erosión de la perforación, y la obtención de tanta área superficial como sea posible por viajar más lejos en la formación. Fig. 6.4 muestra un ejemplo de malla 100 agente de sostén tamaño arena.
40/70 de malla 40/70 de malla se utilizan normalmente después de 100 de malla. de malla 40/70 es más grande en tamaño en comparación con 100 de malla. El bombeo de este tipo de fondo de pozo de arena crea la longitud de la fractura requerida para la superficie máxima y algunos
Figura 6.4 100 tamaño de arena de malla. 78
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conductividad en las fracturas. Las combinaciones de malla 100 y 40/70 son típicamente los tamaños de arena más comunes utilizados en la mayoría de los depósitos de esquisto no convencionales. Es un hecho conocido que las dimensiones de malla más pequeñas tendrán una resistencia al aplastamiento superior en comparación con el mismo tipo de material en una malla más grande. Esto es porque en un ancho de la fractura fijo, hay más granos en que la anchura que son capaces de soportar el estrés. En otras palabras, la tensión se distribuye más uniformemente a través de más granos de agente de sostén con tamaños de malla más pequeños. Por lo tanto, es crucial para tomar este concepto en cuenta al diseñar el tamaño de agente de sostén para cualquier trabajo frac.
30/50 de malla de malla 30/50 es mayor que 40/70, y como resultado tiene mayor conductividad proporcionar trayectorias de flujo más grandes para el flujo de múltiples fases. Algunas compañías no se ejecutan 40/70. En su lugar, 30/50 agente de sostén de malla se bombea a la derecha después de 100 de malla para una mejor conductividad de la fractura cerca del pozo especialmente en ventanas líquidos ricos y petróleo. Otros prefieren ejecutar 30/50 después 40/70 para una mejor transición después de 100 de malla. de malla 30/50 se recomienda en las zonas de líquido rico en (alta BTU). Esto es debido al efecto de flujo multifase (que se discutirá). Algunos operadores no creen en el bombeo de 30/50 después de 100 de malla 30/50 de malla porque no viajar tan lejos como 40/70 malla en la formación debido a su tamaño más grande. la ley de Stokes afirma que la distribución de agente de sostén dentro de la fractura depende de su velocidad de sedimentación en los fluidos de fracturación. En adición, algunos operadores no prefieren usar 30/50 o 20/40 agentes de sostén de tamaño de malla debido a problemas operativos tales como el cribado a cabo (lijado off) a concentraciones de arena más altas usando grandes tamaños de malla. Por lo tanto, es importante realizar un análisis de riesgo / recompensa Para ver el clima el riesgo operacional de bombeo de arena tamaños más grandes (si lo hay) vale la elevación de la producción (si lo hay) o no.
Se puede determinar que las partículas de arena más pequeñas penetran más profundamente en la formación, en comparación con las partículas de arena más grandes. A medida que aumenta el diámetro de apuntalante, de una sola partícula de sedimentación aumenta la velocidad también. Por lo tanto, 40/70 de malla (con tamaño de partícula de arena más pequeño) penetrará más en la formación en comparación con 30/50 de malla (más grande de partículas de arena). Algunos operadores de cola en 30/50 para lograr una mejor conductividad tanto en las zonas secas y líquidas ricas cerca de la boca del pozo. En última instancia la decisión final sobre qué tamaño de arena a utilizar debe venir de los datos de producción y el éxito en cada área. Si el rendimiento de producción de los pozos que sólo bombeados 100 de malla y 40/70 es mejor que el rendimiento de la producción de los pozos que utilizan malla 100 y 30/50 en la misma zona geológica, malla 100 y 40/70 necesidades ser utilizado en el futuro pozos y viceversa. En resumen,
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Sin embargo, al final del día, el tamaño de la arena debe justificarse al por prodution de datos existente para diseñar un trabajo frac éxito.
20/40 de malla de malla 20/40 es típicamente el tamaño de arena más grande utilizado en comparación con todos los otros tamaños discutido hasta ahora. Algunos operadores cola en malla 20/40 para maximizar la conductividad cerca del pozo. Algunos operadores incluso no corren malla 20/40 y 40/70 o 30/50 de malla es el tamaño de la última arena bombeado el fondo del pozo. rendimiento de la producción en última instancia, debe ser el factor decisivo en lo que el tamaño de arena a utilizar en cada área.
En función de la formación de empleo frac y diseño, cada etapa requiere frac entre 200.000 y 700.000 libras de arena. Si el programa de diseño para una etapa es de 400.000 libras de arena, los siguientes son algunos diseños de ejemplo: Ejemplo de diseño # 1 (400.000 lb de arena / etapa):
•
50.000 lb de malla 100
•
200.000 lb de 30/50 de malla
•
150.000 lb de 20/40 de malla
•
120.000 lb de malla 100
•
230.000 lb de 40/70 de malla
•
50.000 lb de 30/50 de malla
Ejemplo de diseño # 2 (400.000 lb de arena / etapa):
Ejemplo de diseño # 3 (400.000 lb de arena / etapa):
•
70.000 lb de malla 100
•
330.000 lb de 40/70 de malla Los diseños anteriores son sólo ejemplos que subraya el hecho de que las combinaciones de
arena puede variar mucho dependiendo del diseño, el rendimiento de la producción y la economía. El tipo (s) de arena necesaria para la optimización bien es discutible entre los operadores, teniendo cada uno recetas para lograr una producción óptima preferidos. Hay diferentes programas de software de fractura hidráulica se utilizan para ejecutar varios modelos para subir con el tamaño óptimo de la arena, el tipo y volumen para el diseño del frac hidráulico.
CARACTERÍSTICAS agente de sostén Es importante tener un conocimiento básico de las características del agente de sostén y por qué algunos tipos apuntalantes tales como resina y cerámica son mucho más caros en comparación con arena normal. Algunas características del agente de sostén que son importantes para comprender y controlar son la redondez, esfericidad,
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Características apuntalantes y diseño de aplicaciones
0.9
Esfericidad
0.7 mejorando la forma
0.5
0.3
0.1
0.3
0.5
0.7
0.9
Redondez Figura 6.5 La estimación visual de redondez y esfericidad (Krumbein y Sloss, 1963). Modificado de Saaid, IM, Kamat, D., Muhammad, S. 2011. Caracterización de arena Malasia para su posible uso como agente de sostén. A.m. En t. J. Contemp. Res. 1 (1), 37.
aplastar la resistencia, gravedad específica, densidad aparente, la solubilidad del ácido, tamaño de tamiz, limo y partículas finas, y la agrupación.
Redondez es la medida de la agudeza relativa de las esquinas de grano. La mejora de los resultados de la redondez de apuntalante en una distribución más uniforme del estrés y potencialmente mejora la porosidad paquete de agente de sostén. Esfericidad es la medida de la forma en alrededor de un objeto es o cómo de cerca el grano se aproxima a la forma de una esfera. El American Petroleum Institute (API) límite: recomendada para arena en tanto redondez y esfericidad es 0,6 o mayor. Fig. 6.5 muestra redondez física y esfericidad de Krumbein y Sloss en 1963.
resistencia al aplastamiento mide las multas creados bajo una carga determinada (la exposición al estrés). Esto se puede realizar en el laboratorio mediante la aplicación de diversas tensiones tales como 3000, 4000, 5000 psi, etc. API recomienda varios porcentajes de finos generados para diferentes tipos de arenas. pruebas valor K es una prueba importante que se puede realizar en varios tipos de apuntalante y tamaños con el fin de entender los% de finos generados en cada una tensión especificada. K-valor es el esfuerzo de cierre (redondeado hacia abajo) en las que el 10% del agente de sostén aplastará y convertirse en multas o fuera del tamaño de malla estándar. Para probar la calidad del agente de sostén, se recomienda tomar una muestra de uno de los transportistas de arena en el sitio y enviarlo a una reconocida compañía de pruebas de agente de sostén para el valor K y otras pruebas estándar. Tenga en cuenta que este tipo de pruebas no debe ser realizada por el proveedor de arena con el fin de mantener la integridad de la prueba. La API de procedimiento de prueba de aplastamiento estándar llama típicamente para una carga de 4 lbs / ft 2 en el aparato de prueba de aplastamiento. Sin embargo, es muy difícil obtener dicha carga en un sistema de fluido frac agua resbaladiza. Por lo tanto, es muy importante llevar a cabo esta prueba de aplastamiento en varios arena
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cargas, tales como el uso de la anchura media de la fractura cerca o lejos del pozo para obtener una visión más realista de efecto de trituración. Gravedad específica es la medición de la densidad absoluta de agente de sostén individuo dividida por la densidad absoluta de agua. La máxima gravedad específica API-recomendada es de 2,65 para la arena. densidad aparente es el volumen ocupado por una masa dada de agente de sostén. El máximo recomendado para API-agente de sostén es de 105 lb / ft 3. solubilidad Acid es la solubilidad del agente de sostén en HCl 12% o 3 ácidos% de HF. solubilidad Acid indica la cantidad de contaminantes presentes en el agente de sostén, además de la estabilidad relativa de agente de sostén en ácido. La solubilidad de acidez máximo APIrecommended es del 2% para la arena más grande (malla 30/50) y un 3% para la arena más pequeña (malla 40/70).
Analisis granulometrico es necesaria una prueba realizada en el agente de sostén durante todo el trabajo frac para asegurar el tamaño adecuado agente de sostén y control de calidad del agente de sostén. Se indica la distribución del tamaño del agente de sostén dentro del intervalo de tamaño de agente de sostén definido. En este análisis, que normalmente se lleva a cabo por el coordinador de arena, 90% de la muestra debe caer dentro del tamaño de tamiz designado. No más del 0,1% debe ser mayor que el primer tamaño de tamiz y no más de 1% debe ser menor que el último tamaño de tamiz. Por ejemplo, en
Tabla 6.2 , Si malla 40/70 está siendo probado, no más de 0,1% de la prueba de tamaño de la muestra debe ser mayor que 0,0165, y no más de 1% debe ser menor que 0,0083. El representante de la compañía operativo es responsable de verificar el análisis de tamiz correctamente probado durante todo el tratamiento frac.
Silt y partículas finas medir la cantidad de limo, arcilla, y otros materiales finos (impurezas) presentes en la muestra. La recomendación API para limo y partículas finas es de 250 FTU (unidad de turbidez formación) o menos. Fig. 6.6 muestra un ejemplo de agitador de tamiz de ensayo utilizado en el laboratorio para encontrar distribución del tamaño de agente de sostén. Además de las pruebas de laboratorio, este tipo de prueba también se puede realizar fácilmente en el campo.
Tabla 6.2 Standard Sieve Aberturas (Ely, 2012) Tamiz de apertura (en)
Serie de Estados Unidos de malla
Tamiz de apertura (en)
4
0,187
25
0,0280
6
0,132
30
0,0232
8
0.0937
35
0,0197
10
0.0787
40
0,0165
12
0.0661
60
0,0098
14
0,0555
70
0,0083
dieciséis
0,0469
100
0,0059
18
0.0394
170
0,0035
20
0,0331
Serie de Estados Unidos de malla
Características apuntalantes y diseño de aplicaciones
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Figura 6.6 agitador prueba de tamiz.
La agrupación mide el grado de unión de granos de apuntalante individuales entre sí. El máximo API-recomendado para la agrupación, que se mide en porcentaje en peso, es de 1%. Una de las principales razones para este tipo de prueba es que durante el procesamiento de los granos no fueron despegadas (Ely, 2012).
Distribuciones de tamaño de partícula agente de sostén La relación-max-a min en la mayoría de las denominaciones de tamiz API es de aproximadamente 2 a 1. Por ejemplo, una partícula de malla 20 es aproximadamente el doble del diámetro de una partícula de malla 40, como puede verse en Tabla 6.2 . Una partícula de malla 20 tiene un diámetro de 0,0331 pulgadas en comparación con una partícula de malla 40 con un diámetro de 0,0165 pulgadas ( segundo medio de 0,0331 pulgadas). Tabla 6.2 muestra diferentes tamiz de Estados Unidos y sus tamaños de apertura.
TRANSPORTE agente de sostén y distribución en la fractura hidráulica Durante la fracturación hidráulica, diferentes concentraciones de apuntalante se bombean basan en el diseño inicial frac y en la medida que el depósito
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
permite la formación. Los agentes de sostén de bombeo se mueven en ambas direcciones horizontal y vertical. En la dirección horizontal, agente de sostén sigue a la punta de la fractura con la misma velocidad como fluido de fracturación. Sin embargo, en la dirección vertical de la velocidad agente de sostén, es decir, velocidad de sedimentación, es diferente de la velocidad vertical de fluido debido a las fuerzas gravitacionales y deslizamiento entre partículas de apuntalante y fluido. movimiento Proppant en la dirección de la anchura de la fractura se descuida comúnmente debido a efecto de escala (ancho de la fractura es mucho menor que longitud de la fractura y altura). Como partículas de apuntalante se asientan, que se llenan de la anchura de la fractura y, por lo tanto, aumentar la concentración de agente de sostén en la sección transversal vertical. Hay una concentración agente de sostén crítico más allá del cual el cribado a cabo (lijado off) se produce. Tasa de crecimiento del banco agente de sostén o descartar a es una función de la velocidad de sedimentación agente de sostén. velocidad de sedimentación de un único y perfectamente esférica partícula agente de sostén se puede obtener utilizando la ley de Stokes suponiendo infinitamente grande fractura (efectos de contorno se descuidan). velocidad de sedimentación se deriva para diferentes regímenes de flujo basado en el número de Reynolds adimensional. Si el número de Reynolds es menor que 2, velocidad de sedimentación agente de sostén se puede obtener usando Eq. (6,1) .
La ecuación 6.1 velocidad de sedimentación agente de sostén re # 2.0.
Si el número de Reynolds se sitúa entre 2 y 500, la velocidad del agente de sostén se puede obtener usando Eq. (6,2) .
La ecuación 6.2 velocidad de sedimentación Proppant (2, Re, 500 Þ
Para los regímenes de flujo con un número de Reynolds alto (es decir, 0.500), Eq. (6,3)
se utilizará.
La ecuación 6.3 velocidad de sedimentación agente de sostén ( re $ 500 Þ
En las ecuaciones anteriores, ρ pag y ρ F reposar durante agente de sostén y la fractura de la densidad del fluido, μ es la viscosidad dinámica del fluido, re pag es diámetro agente de sostén,
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y V PD es el agente de sostén sin corregir la velocidad de sedimentación. Como se mencionó anteriormente, la velocidad del agente de sostén obtenido utilizando la ley de Stokes descuida el límite (ancho de la fractura) efecto asumiendo una fractura infinitamente grande. También ignora interacciones entre las partículas de apuntalante, ya que se ha desarrollado para una sola partícula. Gadde et al. (2004) define una correlación para corregir la velocidad de sedimentación agente de sostén para estos dos factores de la siguiente forma:
La ecuación 6.4 Corregido velocidad de sedimentación agente de sostén
En Eq. (6,4) , V PD
0
es la velocidad de sedimentación corregida y agente de sostén do es
la concentración de agente de sostén. Como se produce sedimentación agente de sostén, la viscosidad del fluido frac cambiará. El cambio en la viscosidad del fluido frac como una función de la concentración de agente de sostén se puede obtener usando Eq. (6,5) .
La ecuación 6.5 la viscosidad del fluido Frac
En Eq. (6,5) , μ 0 es fluido viscosidad no corregida a la concentración de agente de sostén y norte y γ son las constantes de fluido no newtoniano. Kong et al. (2015) investigaron el efecto de la velocidad de sedimentación agente de sostén sobre la distribución del agente de sostén y conductividad de la fractura en el depósito pizarra de Marcelo y mostraron que ignorar velocidad de sedimentación agente de sostén podría llevar a más de 18% sobreestimación en el índice de la productividad adimensional. Ellos mostraron que en las formaciones más estrictas y con el tamaño de agente de sostén más grande es la sobreestimación en el índice de la productividad adimensional puede ser tan grande como 32%. Una predicción más realista de la distribución del agente de sostén en las fracturas hidráulicas puede ayudar significativamente a los operadores para diseñar el trabajo óptima frac. En formaciones de permeabilidad ultra baja como la pizarra con una permeabilidad de menos de 1 μ D, hay un tamaño agente de sostén crítico que puede conducir a la mayor eficiencia de la fracturación hidráulica, como se muestra en Fig. 6.7 . En el proceso de fracturación hidráulica, combinaciones de apuntalante multisize se inyectan en el pozo. Por lo general, un agente de sostén de tamaño más pequeño se inyecta primero, seguido de un agente de sostén de tamaño más grande. En formaciones de permeabilidad ultra baja tales como pizarras, hay una combinación crítica de tamaños pequeños y grandes de apuntalante que resultarán en el índice máximo la productividad del pozo como se muestra en Fig. 6.8 .
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Figura 6.7 Efecto del tamaño de agente de sostén en el índice de la productividad adimensional para diferente permeabilidad del yacimiento. Modificado de Kong, B., Fathi, E., Ameri, S. 2015. Junto 3-D simulación numérica de la distribución de agente de sostén y la optimización del rendimiento fracturación hidráulica en los embalses de esquisto Marcelo. En t. J. Carbón Geol. 147 148, 35 45.
Figura 6.8 Efecto de diferentes tamaños agente de sostén y la combinación de volumen en el índice de la productividad del pozo adimensional. Modificado de Kong, B., Fathi, E., Ameri, S. 2015. Junto 3-D simulación numérica de la distribución de agente de sostén y la optimización del rendimiento fracturación hidráulica en los embalses de esquisto Marcelo. En t. J. Carbón Geol. 147 148, 35 45.
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conductividad de la fractura conductividad de la fractura es uno de los conceptos más importantes de la fracturación hidráulica, y por lo tanto se considera en cada diseño. La conductividad es esencialmente la multiplicación de ancho de la fractura (ft) y la permeabilidad agente de sostén dentro de la fractura (md). permeabilidad Proppant y cambio de conductividad bajo diferentes tensiones. Por ejemplo, la permeabilidad de 20/40 mallas (y en última instancia conductividad) bajo 6000 psi de presión de cierre es diferente en comparación con 10.000 psi. La conductividad también se conoce como
la capacidad de flujo de retorno y su unidad es md-ft. La conductividad es la capacidad de las fracturas para transmitir fluido del depósito para el pozo. A medida que aumenta la presión de cierre, la conductividad disminuye. proveedores de apuntalante proporcionan típicamente un gráfico para cada tipo de agente de sostén que muestra conductividad de la fractura en el
y- eje vs. presión de cierre en el X- eje. Los factores que afectan ancho de la fractura son la densidad de agente de sostén, carga agente de sostén, gel
filtrado de la torta, y empotramiento. Además, los factores que afectan a la permeabilidad de agente de sostén son típicamente tamaño agente de sostén, la esfericidad, la fuerza, multas y daños gel. Fig. 6.9 muestra el esquema de un ancho de la fractura y la fractura que se utilizará en el cálculo de la fractura de la conductividad.
La ecuación 6.6 conductividad de la fractura
dónde K F 5 agente de sostén permeabilidad, MD, y W F 5 ancho de la fractura, con los pies.
Figura 6.9 ancho de la fractura.
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Conductividad de la fractura sin dimensiones Adimensional conductividad de la fractura es la capacidad de las fracturas para transmitir fluido del depósito al pozo dividido por la capacidad de la formación para transmitir fluido a las fracturas. conductividad de la fractura sin dimensiones se denota en F discos compactos y se define como:
La ecuación 6.7 conductividad de la fractura sin dimensiones
dónde K F 5 permeabilidad fractura en la formación, md, W F 5 ancho de la fractura, pies, K 5 formación (matriz) permeabilidad, MD, y X F 5 longitud de la fractura, pies. Fig. 6.10 muestra de dos etapas fracturación hidráulica y características de volumen reservoirstimulated utilizados para calcular conductividad de la fractura adimensional. Fig. 6.11 ilustra las comparaciones cualitativas de la conductividad de la fractura y la presión de cierre para diferentes tipos de apuntalante.
Figura 6.10 Matriz y las interacciones de fractura hidráulica. 88
Características apuntalantes y diseño de aplicaciones
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Figura 6.11 las pruebas de conductividad de la fractura.
Organización Internacional de Normalización (ISO) prueba de conductividad El ensayo de fractura conductividad que se realiza para cada tipo y tamaño de agente de sostén se realiza típicamente en las siguientes condiciones:
•
arenisca Ohio
•
2 lb / ft 2 agente de sostén de carga
•
El estrés mantiene durante 50 horas
•
150 F a 200 F
•
velocidad extremadamente baja de agua (2 ml / min) (2% de KCl agua) esta conductividad cuentas de prueba para el tamaño de agente de sostén, la fuerza agente de sostén / perfil de aplastamiento, algunos de empotramiento, algunos efectos de la temperatura, y el sistema de mojado. Sin embargo, esta prueba de conductividad no tiene en cuenta lo siguiente:
un) No Darcy flujo segundo) flujo multifásico do) la concentración de agente de sostén reducida
re) daños en gel mi) tensión cíclica F) La migración de finos gramo) la degradación del tiempo
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
NO Flujo Darcy A diferencia de la ley de Darcy, que asume de flujo laminar en la formación, de flujo no Darcy se denomina flujo como líquido, que se desvía de flujo de Darcy por tener un flujo turbulento en la formación y especialmente cerca del pozo. flujo no Darcy es muy común en los pozos de gas Highrate cerca del pozo. Por lo tanto, algunos operadores como la idea de tizón en agente de sostén de mayor conductividad al final de cada etapa frac para acomodar para el efecto de flujo no Darcy cerca del pozo.
flujo multifásico La fracturación hidráulica por lo general abarca de flujo de líquido (agua, aceite, y agua de condensación) y gas. El flujo de fluido en la fracturación hidráulica depende en gran medida de la permeabilidad relativa de la formación de cada una de estas fases. Como Fig. 6.12 ilustra, mediante el aumento de la saturación de una fase, la permeabilidad relativa a que los incrementos de fase, mientras que la permeabilidad relativa a la otra fase disminuye. Por lo tanto, agente de sostén saturado con líquido es menos propicio a fluir gas. Este efecto no se tiene en cuenta en las pruebas de conductividad ISO. La importancia de la permeabilidad relativa entra en juego en yacimientos de alta BTU de gas (principalmente depósitos de condensado retrógrado) y depósitos de aceite donde existe fluido en forma de líquido a condiciones de reservorio. Líquido tiende a acumularse en las fracturas. Esto ocupará una porosidad que no es
Figura 6.12 curva de la permeabilidad relativa. 90
Características apuntalantes y diseño de aplicaciones
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disponible para el flujo de gas. En zonas húmedas, mayor arena conductividad se bombea normalmente cerca del pozo para acomodar el efecto permeabilidad relativa.
Disminución de la concentración de apuntalante Una prueba de conductividad ISO se realiza usando 2 lb / ft 2 agente de sostén de carga, que puede ser engañosa. concentración Proppant en condiciones de formación es típicamente menor que 1 lb / ft 2. Por ejemplo, si la conductividad de la fractura para la arena regular tal como 40/70 de malla menores de 6000 psi de presión de cierre es de 400 md-ft a 2 lb / ft 2, la conductividad a la formación (que es de 1 lb / ft 2 o menos) será mucho menos de 400 md-ft, aproximadamente 200 md-ft. Por lo tanto, la concentración de agente de sostén en la formación se ha reducido a 200 md-ft, en contraposición a la reportado 400 md-ft cuando se realiza la prueba de conductividad.
DAÑO GEL daño Gel se produce a menudo en puestos de trabajo reticulados, donde se utiliza fluido viscoso pesado durante el trabajo frac. El efecto gel residual puede tener un impacto perjudicial sobre la conductividad de la fractura incluso después de usar interruptor de gel. Es importante tener en cuenta que la carga del interruptor puede mejorar significativamente la limpieza de gel distribuido en la formación. En un frac agua slick, daño gel no es tan común a menos que se utilizó una alta concentración de gel lineal para facilitar la colocación de agente de sostén en la formación. Un ejemplo de los daños gel es la fractura daños cara, que es causada por la fuga filtrado en la roca. Otro ejemplo de daño gel es la acumulación de gel residual. residuos de gel tiende a acumularse en las gargantas de poros muy estrechos en última instancia afectan a la capacidad de flujo del flujo de fluido. daño Gel también puede causar una reducción en el ancho de la fractura eficaz debido a la acumulación de filtro de la torta. Filtra formas torta como fugas suspensión fluida frac fuera en la formación. torta de filtrado es forzado a salir a las fracturas durante el cierre. retención de ancho de la fractura es extremadamente importante minimizar las velocidades del gas en la fractura. La disminución de la velocidad del gas se reducirá de manera significativa la caída de presión como se indica en la ecuación Forchheimer. Gel es un fluido no newtoniano. A diferencia de fluido newtoniano donde la relación entre la tensión de cizallamiento y velocidad de cizallamiento es lineal, en fluido no newtoniano la relación entre la tensión de cizallamiento y velocidad de cizallamiento es diferente y puede ser dependiente del tiempo. Otra forma de daño gel perjudicial se conoce como pérdida de longitud de la fractura eficaz debido a plug-in gel punta. Desde gel es un fluido no newtoniano, debe lograr algún diferencial de presión Filtra formas torta como fugas suspensión fluida frac fuera en la formación. torta de filtrado es forzado a salir a las fracturas durante el cierre. retención de ancho de la fractura es extremadamente importante minimizar las velocidades del gas en la fractura. La disminución de la velocidad del gas se reducirá de manera significativa la caída de presión como se indica en la ecuación Forchheimer. Gel es un fluido no newtoniano. A diferencia de fluido newtoniano donde la relación entre la tensión de cizallamiento y velocidad de cizallamiento es lineal, en fluido no newtoniano la relación entre la tensión de cizallamiento
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
antes de poder moverse. Esta característica de gel causará reducción de la longitud efectiva de la fractura mediante la conexión de la punta de la fractura. Los estudios de laboratorio sugieren que agente de sostén con una mejor redondez, la esfericidad, la porosidad y la permeabilidad de facilitar la limpieza de gel en comparación con otros tipos de agente de sostén.
tensión cíclica Cuando la producción de un pozo, hay una presión que se refiere a la presión inferior hoyos como fluye. Presión de flujo inferior hoyos es la presión inferior hoyos en el interior del pozo en el que fluye condición denota como PAG WF. Esta presión es extremadamente importante ya que el estrés agente de sostén (tensión puesta en el agente de sostén) es una función de la presión de cierre y la presión de flujo inferior hoyos. Cada vez que fluye cambios de presión de fondo de pozo, la distribución de agente de sostén interior de los reordena de fractura y alguna pérdida de conductividad puede ser la consecuencia.
Fig. 6.13 muestra el ideal diseñado colocación agente de sostén y la colocación real de agente de sostén en una fractura hidráulica durante el trabajo frac y después de la bien está en línea. En un caso ideal, se asume distribución agente de sostén uniforme dentro de la fractura. Después de empezar a producir a partir de un pozo, ancho de la fractura hidráulica disminuye debido a un aumento de la tensión efectiva. Sin embargo, en realidad, la distribución de agente de sostén no será uniforme debido a velocidad de sedimentación agente de sostén y el líquido de fugas a la formación. Como resultado, habrá ser apoyado y sin apuntalar
Figura 6.13 colocación Proppant en la fracturación hidráulica. Modificado de Kong, B., Fathi, E., Ameri, S. 2015. Junto 3-D simulación numérica de la distribución de agente de sostén y la optimización del rendimiento fracturación hidráulica en los embalses de esquisto Marcelo. En t. J. Carbón Geol. 147 148, 35 45.
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regiones en una fractura hidráulica. La región sin apuntalar será cerrada y ancho de la fractura en la región apoyada disminuirá debido a un aumento de la tensión efectiva durante la producción. Esto conduce a la reducción de la conductividad de la fractura.
la migración de finos Bajo la presión de cierre en condiciones de fondo de pozo, agente de sostén generará algunas multas (dependiendo del tipo de agente de sostén utilizado), lo que reducirá la conductividad. Esto dependerá en gran medida la tasa de cambio en la tensión efectiva, que es una función de las condiciones operativas. Por desgracia, hay una tendencia a alcanzar un alto IP cuando el pozo se inicia por primera vez la producción (el flujo de retorno inicial) con el fin de impresionar a la comunidad de inversores. Muy alta IP sólo puede lograrse a través de la caída de presión muy agresivo el fondo del pozo que fluye. La práctica de “tirando con fuerza” o “rasgar y agarre que” es común en muchos de los yacimientos de esquisto no convencionales. Esta práctica conduce a una cantidad excesiva de tensión en agente de sostén y como resultado algunos de empotramiento agente de sostén y la migración de finos que dará lugar a la pérdida de la conductividad. La pérdida de la conductividad es igual a la pérdida de productividad de los pozos y en última instancia los ingresos. velocidades de flujo iniciales intermedios dará lugar a la caída de presión moderada, lo que resultará en menos daño a la conductividad de la fractura como se muestra en Fig. 6.14 . Eq. (6,8) muestra la importancia de minimizar la presión del fondo hoyos que fluye. Reducción al mínimo de presión del fondo hoyos que fluye se puede lograr por la presión minimizando
Figura 6.14 empotramiento de trituración Proppant.
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drawdown cuando se produce el pozo. Belyadi et al. (2016) que se utiliza los datos de campo reales de ocho estudiaron pozos en Utica / Point Pleasant y se ilustra que la mejora de hasta 30% en EUR se puede lograr utilizando una caída de presión administrada de 15 20 psi / carcasa D o caída de presión de la tubería. Además, también mostraron que los daños embalse fue muy probablemente causado por la dependencia de la presión de conductividad de la fractura hidráulica. tasa económica óptima puede determinarse sobre la base de métrica financiera a largo plazo de una empresa, así como los precios del gas. En esencia, la caída de presión agresiva puede perjudicar el rendimiento de un pozo, mientras que la caída de presión conservadora puede afectar el valor económico a corto plazo. Por lo tanto, el horario y la tasa de caída de presión económica óptima debe determinarse para cada campo basado en la métrica y el objetivo estratégico de una empresa.
La ecuación 6.8 estrés agente de sostén
dónde PAG cierre 5 presión de cierre, psi, PAG WF 5 que fluye de abajo hacia el agujero de presión, psi, y PAG red 5 presión neta, psi.
•••
Ejemplo Calcular el estrés agente de sostén dado las dos condiciones siguientes asumiendo presión neta es cero:
1. El pozo está inicialmente produciendo a 4500 psi presión de flujo inferior hoyos y la presión de cierre de DFIT se calcula en alrededor de 6.500 psi. 2. La presión del fondo hoyos que fluye hacia abajo se dibuja muy agresivamente a aproximadamente 1000 psi después de que el flujo de retorno inicial en el transcurso de un período de tiempo de 2 días (suponiendo que la presión de cierre se mantiene constante después de 2 días).
Condición 1: estrés agente de sostén 5 PAG cierre 2 PAG WF 5 6500 2 4500 5 2000 psi Condición 2: estrés agente de sostén 5 PAG cierre 2 PAG WF 5 6500 2 1000 5 5500 psi
Como se puede ver en este ejemplo, resulta que la tensión ha aumentado agente de sostén de la psi inicial de 2.000 a casi 5.500 psi en sólo 2 días. Esta práctica reducirá significativamente la conductividad agente de sostén y dará lugar a una pérdida en la producción y en última instancia los ingresos.
tiempo de degradación conductividad de la fractura se reducirá con el tiempo. La regla de oro es que la conductividad de la fractura se reducirá en un 75% con el tiempo. Este comportamiento, lo que conduce a una disminución en producción a principios de los depósitos de esquistos fracturados hidráulicamente, no se entiende bien todavía. Una de las principales física
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Características apuntalantes y diseño de aplicaciones
Figura 6.15 Adimensional frac conductividad vs radio de drenaje eficaz (Cinco-Ley y Samaniego, 1981).
fenómenos que se ha investigado como la posible fuente de declinación de la producción temprana es las características dependientes del tiempo de fractura y la pizarra permeabilidad de la matriz hidráulicos, también conocida como deformación por fluencia bajo carga constante. Esto principalmente se ha atribuido a la matriz y la interacción de la fractura hidráulica con fluido de fracturación.
FINITO VS CONDUCTIVIDAD INFINITO Si F discos compactos es mayor de 30, se considera que es conductividad infinita y si F discos compactos es inferior a 30, que se considera que es conductividad finita. Cinco-Ley y Samaniego en 1981 presentaron Fig. 6.15 que las parcelas conductividad de la fractura sin dimensiones ( X- eje y) en función del radio efectivo del hueco / fractura media-longitud ( y-
eje) para definir el concepto de conductividad de la fractura sin dimensiones.
•••
Ejemplo Supongamos que la conductividad de la fractura sin dimensiones para un pozo en la pizarra de Marcelo se calcula para ser 50. De Fig. 6.15 , El radio efectivo del hueco se puede encontrar como sigue:
r w0 XF
5 0: 5
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Suponiendo una fracrure calculado media-longitud de aproximadamente 300 pies y sustituyendo
X F 5 300 pies, r w0
300 5 0: 5 .. r w 0 5 150 pies Mientras la conductividad de la fractura adimensional es mayor que 30, la fractura se considera que es en la conductividad infinita y el radio de drenaje eficaz no cambia. Por ejemplo, si una conductividad de la fractura adimensional de 30 se puede lograr utilizando arena de malla 30/50 en la condición de fondo de pozo (teniendo en cuenta todos los factores que la prueba de conductividad ISO no tiene en cuenta), no bombeo de malla 20/40 importa realmente ? Mientras una conductividad de la fractura sin dimensiones de 30 se alcanza (conductividad infinita) en condiciones de fondo de pozo, el bombeo de un tamaño más grande de arena no es recomendable. La parte más difícil es averiguar la conductividad de la fractura después de todos los efectos discutidos son tomados en cuenta. Puesto que la permeabilidad en depósitos de esquisto no convencional es muy baja, es importante tener en cuenta que el logro de conductividad infinita es más fácil.
•••
Ejemplo Un pozo horizontal con baja permeabilidad va a ser fracturado hidráulicamente mediante un sistema de fluido de agua resbaladiza. La permeabilidad de la matriz del depósito es 0.0003 MD (300 ND) con una fractura apuntalada media-longitud estimada de 300 pies. Conductividad de la fractura bajo 6000 psi de presión de cierre se estima en 400 md-ft de la prueba de conductividad ISO laboratorio (2 lb /pie 2).
Calcula conductividad de la fractura a 1 lb / ft 2 y asumir reducción del 85% en la conductividad debido a todos los efectos discutidos. Calcular conductividad de la fractura sin dimensiones y especificar si las fracturas son considerados como finito o infinito.
conductividad de la fractura en 2 lb
conductividad de la fractura en 1 lb
pie 2 5 K F 3 W F 5 400 md-ft
2 3 re 1 2 0:85 Þ 5 30 md-ft
pie 2 y 85% reducción 5 400
conductividad de la fractura sin dimensiones 5 F discos compactos 5 K F 3 W F
K 3 XF
5
30 0: 0003 3 300 5 333
Ya que F DISCOS COMPACTOS. 30 ... infinita conductividad de la fractura
Como puede verse a partir de este ejemplo, dado que la permeabilidad de la formación es tan bajo, incluso después de tener en cuenta algunos de los efectos que pueden alterar conductividad de la fractura, las fracturas se consideran en la conductividad infinita.
CAPÍTULO SIETE
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INTRODUCCIÓN desarrollos de yacimientos no convencionales abarcan actividades tales como fracturación hidráulica y la deposición de aguas residuales en depósitos subterráneos. Estas actividades introducen tensiones provocadas por el hombre que cambian la condición de estrés en situ de las formaciones subterráneas que conducen a los casos de sismicidad inducida. La magnitud de la sismicidad inducida es una función de la orientación, la magnitud y el estado relativo de la campo de tensión de los alrededores. Algunas estadísticas proporcionadas por el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) sugieren un crecimiento exponencial en el número acumulado de sismos en el centro y este de los Estados Unidos desde 2005, coincidiendo con el desarrollo de yacimientos no convencionales en estas áreas. También ha habido estudios que tratan de correlacionar estas estadísticas a la fracturación hidráulica, el retiro o la inyección de fluido por la industria de petróleo y gas; sin embargo, no hay evidencia directa y estudios detallados que puede resultar esta idea. Al echar un vistazo más de cerca el Nacional de Riesgo Sísmico mapa publicado por el USGS en 2014, se puede observar que la mayor parte de los terremotos superiores a una magnitud de 3 ocurrieron en las inmediaciones de los principales planos de falla que pasaron a ser también muy cerca de los principales desarrollos de esquisto no convencional. Dicho esto, en los desarrollos de yacimientos no convencionales, hay muchos casos de alteración campo de tensión, que pueden afectar la estabilidad de las formaciones subterráneas, fallas, y cualesquiera discontinuidades. Esto podría conducir a la fractura hidráulica y la reactivación de fallo, o fracturación hidráulica y la interacción acuífero. En yacimientos de esquisto ultra bajo de permeabilidad, que dominan la mayor parte de los recursos de petróleo y gas no convencionales en los Estados Unidos, tratamiento fracturación hidráulica es absolutamente esencial para obtener un nivel económico de la producción. Estas actividades de fracturación hidráulica introducen principalmente sismicidad inducida lowmagnitude. Estos eventos sísmicos de baja magnitud son utilizados por la industria del petróleo y el gas para obtener la geometría de las fracturas hidráulicas. A menudo, estos eventos sísmicos de baja magnitud no se pueden sentir en el
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
DOI: http://dx.doi.org/10.1016/B978-0-12-849871-2.00007-1
© 2017 Elsevier Inc. Todos los derechos reservados.
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la superficie y se limitará a la zona de tratamiento. Sin embargo, en casos extremadamente raros debido a las interacciones no deseadas entre las fracturas hidráulicas y naturales, estos eventos podrían tener algunos impactos en la superficie. Los impactos ambientales de la fracturación hidráulica no se limitan a la inducción de la sismicidad. la integridad del pozo también es una de las principales preocupaciones de la industria de petróleo y gas y está muy regulada por la legislación estatal. La fracturación hidráulica puede afectar significativamente el comportamiento geomecánico de los pozos. Estas preocupaciones en la industria del petróleo y gas se han convertido en un foco de investigación en áreas tales como el comportamiento de cemento y de adherencia del cemento bajo presiones de confinamiento aplicadas a cemento durante la fracturación hidráulica, y las comunicaciones presión de fractura hidráulicos con pozos viejos y abundantes. En algunos casos, durante el tratamiento de fracturación hidráulica, el revestimiento de producción podría estallar debido a exceder la presión de estallido carcasa, o falla en la fabricación carcasa. Esto abre una gran cantidad de discusión sobre la selección y el diseño de carcasa. Otros impactos ambientales de los desarrollos de recursos no convencionales se pueden clasificar en cuestiones relacionadas con la protección de las aguas subterráneas, los impactos de la fauna, impactos en la comunidad, y la perturbación de la superficie. Por otro lado, el desarrollo de recursos no convencionales puede tener un enorme impacto social y político positivo en términos de proporcionar más puestos de trabajo, el aumento de la seguridad energética y la sostenibilidad, la disminución de la contaminación por el suministro de energía mucho más limpia en comparación con los desarrollos convencionales, y en general el aumento de la la calidad de la vida en el campo.
SELECCIÓN DE CAJA Hay cuatro tipos diferentes de cubiertas utilizadas comúnmente en la industria para pozos horizontales, y son como sigue:
•
carcasa de conductor
•
envuelta superficial
•
carcasa intermedia
•
revestimiento de producción.
CAJA DE CONDUCTOR La carcasa conductor está instalado antes de la llegada de la plataforma de perforación. Este agujero es por lo general 18 36 v de diámetro y 20 50 0 largo. Esta carcasa básicamente mantiene la parte superior del agujero de la espeleología en y adicionalmente
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evita el colapso de tierra suelta cerca de la superficie. Además, se usa para ayudar en el proceso de hacer circular el fluido de perforación desde el fondo del pozo. Esta envoltura tiene que ser ya sea cementada o lechada en su lugar.
CAJA DE SUPERFICIE Después de colocar y cementar la carcasa conductor, el siguiente tamaño del agujero necesita ser perforado antes de colocar el revestimiento de superficie. El siguiente tamaño del agujero es perforado utilizando una plataforma de perforación a la profundidad deseada, que suele ser en cualquier lugar entre unos pocos cientos de pies y 2000 pies. Esta es la caja más importante en lo que se refiere a la Agencia de Protección Ambiental (EPA) desde la fuente de agua se encuentra por lo general en ese rango. Como resultado, para proteger la fuente de agua de la contaminación, la EPA requiere típicamente ajuste de la carcasa de la superficie y la cementación a al menos 50 0 más allá de la zona de agua dulce subterránea más profunda. En algunas partes de Pennsylvania, el Departamento de Protección Ambiental (DEP) requiere dos carcasas de superficie para proteger las vetas de carbón también. El propósito principal de carcasa superficie es proteger de agua dulce de la contaminación. contaminación de agua dulce puede ser causada por fugas de hidrocarburos o agua salada de la formación productora si y solo si la consolidación de tuberías en la operación o no se realiza correctamente. Tenga en cuenta que este proceso crucial está muy regulada por la EPA y los infractores están fuertemente multado y podría ser suspendido de los procesos de perforación y terminación, si no cumplen. Además, la agencia ambiental (varía dependiendo del estado) tiene que ser notificado 24 horas antes y después del trabajo de cementación se ha iniciado y completado para asegurar un sellado adecuado entre la zona de agua dulce y el pozo. Muchas veces (dependiendo del estado), un representante del Estado va a estar presente durante el trabajo de cementación para garantizar la calidad del trabajo de cementación y el cumplimiento de todas las leyes y reglamentos. Si después de la cementación del revestimiento de superficie, el cemento no se recibe en la superficie, la operación no puede continuar hasta un curso de acción se resume y se sometió al Estado para su revisión y aprobación a fin de asegurarse de que el problema se ha resuelto completamente antes de seguir adelante. Otro propósito de revestimiento de superficie es asegurarse de que el taladro no se daña o se derrumbó al perforar la siguiente sección del agujero del pozo. Si carcasa adecuada no está colocado, el orificio taladrado podría ser dañado o incluso se derrumbó por muchas razones que existen de fondo de pozo (presión, temperatura, la invasión de agua, etc.). Otra razón importante para la instalación de la carcasa superficie es proporcionar bien el equipo de control primario para ser improvisado (ejemplos de equipo primario de control bien son blow-out preventores). Otro propósito de revestimiento de superficie es asegurarse de que el taladro no se daña o se derrumbó al perforar la siguiente sección del agujero del pozo. Si carcasa adecuada no está colocado, el orificio taladrado podría ser dañado o incluso se derrumbó por muchas razones que existen de fondo de pozo (presión, temperatura, la invasión de agua, etc.). Otra razón importante para la instalación de la carcasa superficie es proporcionar bien el equipo de control primario para ser improvisado (ejemplos de equipo primario de control bien son blow-out preventores). Otro propósito de revestimiento de superficie es asegurarse de que el taladro no se daña o se derrumbó al perforar la siguiente sección del agujero del pozo. Si carcasa adecuada no está colocado, el orificio taladrado podría ser dañado o incluso se derrumbó por muchas razones que existen de fondo de pozo (presión, temperatura, la
invasión de agua, etc.). Otra razón importante para la instalación de la carcasa superficie es proporcionar bien el equipo de control primario
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
carcasa de la superficie es la primera carcasa para proporcionar los medios necesarios de la instalación de equipos de
/
control de pozos primaria. Un tamaño típico carcasa superficie es 13 3 8 v.
INTERMEDIO CAJA Después de colocar el revestimiento de superficie, consolidando en su lugar, y obtener una confirmación por parte de la agencia ambiental para continuar las operaciones, la siguiente sección del agujero se perfora. Después de perforar esta sección, carcasa intermedia se coloca en el agujero por muchas razones. La razón principal para el uso de carcasa intermedia es reducir al mínimo los peligros asociados con las zonas anormales subterráneos de presión o formaciones que de otro modo podrían contaminar el pozo, tales como depósitos de agua salada subterráneas. Esta envoltura se utiliza a menudo en los laterales más largos de modo que la presión hidrostática del fluido de perforación permanece entre las presiones de formación y de fractura. Incluso si ninguno de los casos mencionados anteriormente, esta carcasa es muy importante como un seguro para cualquier tipo de fondo de pozo inesperada presión anormal. 5 8 v caja.
/
revestimiento de producción Finalmente, después de la colocación de la carcasa intermedia y la cementación todo el camino a la superficie, la siguiente sección del orificio se perfora. El punto de patada de salida (KOP) es el punto en el que se inicia y se construyó la curva de sección del pozo. KOP es el punto en el que un pozo empieza a inclinar usando el plan de ingeniería predeterminada para llegar a la zona deseada de interés. Después de la construcción de la curva, se alcanza el punto de aterrizaje. El punto de inicio es el punto en que se alcanza la formación objetivo y de que la profundidad del pozo puede ser perforado horizontalmente hasta la profundidad total (TD). Una vez que se alcanza el TD del pozo, por lo general 5 1 2 v revestimiento de producción se puede ejecutar todo el camino a la superficie y se cementa en su lugar. Dependiendo de la formación y el diseño, 4 1 2 v o 7 v carcasas de /producción también se podrían funcionar. Un revestimiento de producción, que también se llama “cadena larga”, es la sección más profunda de la carcasa de un bien, ya que va desde la /profundidad deseada de todo el camino a la superficie. Esta carcasa es básicamente un conducto desde la superficie del pozo a la formación productora real. El tamaño de las carcasas de producción depende de varias consideraciones, incluyendo equipos de elevación para ser utilizado, tipos de procesos de terminación requerida, y la posibilidad de profundizar el pozo
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Figura 7.1 Varias ilustraciones sarta de revestimiento.
en una fecha posterior. Por ejemplo, si se espera y diseñado para ser profundizado en un momento posterior del pozo, el revestimiento de producción debe ser suficientemente grande para permitir el paso de la broca más tarde para perforar la sección diseñada siguiente. Fig. 7.1 muestra varias ilustraciones sarta de revestimiento.
La fracturación hidráulica E INTERACCIÓN ACUIFERO Este es un tema controvertido entre los ecologistas que se ocupan de los productos químicos utilizados en la fracturación hidráulica y si tienen o no un impacto fuentes de agua potable. Fracturación hidráulica en sí no causa la contaminación del agua potable. La fracturación hidráulica se inició en 1947 sin un solo caso de contaminación del agua potable. El principal problema que causa la contaminación del agua es mala trabajos de cemento en las tripas. Después de ejecutar miles de pies de carcasa (tubo de acero), siempre hay una posibilidad de una fuga de micro espacio anular en la carcasa debido a una mala conexión entre las articulaciones de la carcasa. Sin embargo, si no hay un enlace de cemento detrás de la carcasa de la superficie, hay muchas veces dos, o en algunos casos tres cubiertas adicionales (veta de carbón, intermedio, y las cubiertas de producción) que se ejecutan y se cementa para proteger el agua de la superficie de cualquier tipo de contaminación. Cementación es una parte crucial de la operación de perforación. Esta es la razón por la operación de cementación es tan altamente regulado por la Agencia de Protección Ambiental (EPA) para proteger el agua dulce de todo tipo de contaminantes.
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Cuando se realiza la fracturación hidráulica, las fracturas creadas por potencia hidráulica (HHP) no se extienden todo el camino a la superficie. Más adelante en este capítulo, se discute el concepto de altura de la fractura. Por ejemplo, en la pizarra de Marcelo la verdadera profundidad vertical (TVD) de un pozo promedio es en cualquier lugar entre 6500 0 y 8000 0 ( dependiendo de la zona) y la fracturación hidráulica se realiza a esa profundidad. Las fuentes de agua se encuentran entre 50 0 y una profundidad máxima de 1.000 0. Basado en datos microsísmicos frac actual, es muy poco probable que las fracturas creadas durante la fracturación hidráulica podrían crecer hasta una longitud de 6000 0 hasta más de 7000 0, contaminando así el agua potable local. Las fracturas son naturalmente limitadas debido a las barreras formación natural, destaca en la roca (esfuerzos horizontales verticales, mínimos horizontal, y máxima), los límites de fugas, y el crecimiento en altura. Si no tuviéramos tensiones en la tierra, las fracturas crecerían fácilmente a la superficie cuando la fracturación hidráulica. Los operadores han ejecutar microsísmica en varias cuencas y formaciones para identificar acimut fractura, el crecimiento en altura de la fractura, longitud de la fractura, la anchura de la fractura, etc. Los datos microsísmicos frac demostraron que la altura media podría ser de hasta 1000 0. Por lo tanto, la altura máxima que las fracturas pueden crecer sobre la base de los datos sísmicos es todavía miles de pies de distancia de fuentes de agua potable.
Una de las principales razones de la contaminación del agua es un mal trabajo de cementación, y un trabajo de cementación mal hoy en día no sería aprobado por la agencia ambiental del estado. La industria está muy regulada y cuidado con respecto a este asunto, ya que es un tema muy sensible. Dicho esto, la introducción de tensiones provocadas por el hombre a la formación pretensado durante la fracturación hidráulica puede causar sismicidad inducida. Esta sismicidad inducida podría reactivar fallas y discontinuidades. El problema con la reactivación de fallo o deslizamiento es que puede extenderse todo el camino a la superficie como se muestra en
Fig. 7.2 . Si la fracturación hidráulica provoca la reactivación de fallo o deslizamiento, el fallo funcionará como una trayectoria de flujo que puede transferir fluido frac todo el camino a la superficie. Esto lleva a la falla del trabajo debido a la enorme frac frac fluido de fugas a la falla y puede conducir a graves impactos ambientales.
Fracturamiento hidráulico y reactivación de las fallas Durante la fracturación hidráulica, la condición de estrés in situ del depósito va a cambiar. La magnitud del cambio en la tensión en situ está directamente relacionada con las propiedades mecánicas de formación, inducida gradiente hidráulico a través de la iniciación de la fractura y propagación, y propiedades de la
No convencional Huellas desarrollo de yacimientos
103
Figura 7.2 limitación de crecimiento de la fractura.
posible fallo o discontinuidades. Por lo tanto, fallos o cualquier discontinuidad en la región afectada por el cambio estrés debido a la fracturación hidráulica pueden ser reactivados. deslizamiento de la falla o el movimiento de fallo está directamente relacionada con el coeficiente de rozamiento o factor de fricción. medición experimental de factor de fricción de diferentes tipos de rocas bajo diferentes condiciones de estrés mostró que el factor de fricción está cambiando en un pequeño intervalo entre 0,6 y 1,0. factor de fricción es una propiedad de contacto que se mide a lo largo de fallas preexistentes y planos de fractura. A medida que el en campo de esfuerzos situ se modifica debido a la fracturación hidráulica, el factor de fricción a lo largo de desactivado de fallo y fractura aviones cambios, que pueden conducir a la reactivación de fallo, inestabilidad, y el fracaso de la roca.
Gao et al. (2015) llevaron a cabo estudios analíticos y numéricos para investigar la estabilidad de los defectos identificados y no identificados alrededor de la fractura hidráulica de múltiples etapas en los embalses de esquisto. Ellos mostraron que la estabilidad de la falla depende de su posición con respecto a las fracturas hidráulicas. culpa Suponiendo está en una condición estresada críticamente con una tendencia de deslizamiento inicial de 0,6, hay un ángulo crítico ( θ 5 50 o) y la distancia r, debajo de la cual hay una gran posibilidad de reactivación de las fallas. En otras palabras, por un fallo en un estado de tensión crítico con la tendencia de deslizamiento de 0,6, si el ángulo entre las fracturas y la llanura de culpa se convierte en menos de 50 grados ( θ # 50 o)
y la distancia entre la llanura culpa a hidráulico punto de iniciación de la fractura se hace menor que 2,5 veces la altura de la fractura ( r # 2: 5 H), existe un alto
104
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
σv
y
Avería Llanura H/2
θ2
rr2 Pnet
σ hmín
X
-H/2
θ 1θ
r1
σ hmín
z = y + xi
σv Figura 7.3 Geometría de la fractura hidráulica única y sencilla fallo. Modificado después de Gao, Q., Cheng, Y., Fathi, E., Ameri, S., 2015. El análisis de las variaciones de campo estrés esperados en las fallas del subsuelo y discontinuidades en las proximidades de la fracturación hidráulica. SPE-168761, SPE Evaluación de Yacimientos y Diario de Ingeniería.
potencial para la reactivación de fallo como se muestra en Fig. 7.3 . Fig. 7.4 ilustra el impacto de las fracturas hidráulico a presión en la estabilidad de las diferentes regiones alrededor de las fracturas hidráulicas. De alta presión sobre la superficie de fractura hidráulica conduce a una disminución en la tendencia de deslizamiento perpendicular a la fractura hidráulica simple y un aumento en la tendencia de deslizamiento paralela a la fractura llanura, especialmente en la punta de la fractura. Por lo tanto, perpendicular a la fractura hidráulica, la estabilidad de la región aumenta mientras que las regiones en la dirección de propagación de la fractura hidráulica se vuelva inestable. Las regiones estable e inestable alrededor de la fractura hidráulica de múltiples etapas se muestran en la Fig. 7.4 .
Como se discutió anteriormente, la estabilidad o el fracaso de la avería se determina utilizando tendencia de deslizamiento, que se define como la relación del esfuerzo cortante a la tensión normal que actúa en la culpa llanura como se muestra en Eq. (7,1) .
La ecuación 7.1 Slip tendencia.
dónde T s es la tendencia de deslizamiento, τ es la tensión de cizallamiento, σ norte es normal y el estrés μ s es el factor de fricción estática.
105
7.0
No convencional Huellas desarrollo de yacimientos
tendencia de deslizamiento (Strike-slip)
0,952
1.13
0.7 0.6
0.49
región inestable 4.0
5.0
6.0
0.5
Z- Eje
5.0
0.8
300 400 500 600 700 800 900 1 000
6.0
0,9 Slip Tendence
4.0
Y- eje ( × 10 3)
(Strike-slip)
7.0
región estable
0.8 1
0.6 0,465
4.8
5.0
X- eje ( × 10 3)
5.2
5.4
5.6
5.8
Y- eje ( × 10 3)
región inestable
ZX
región inestable
Y
Figura 7.4 Simulación numérica de cambio de tendencia de deslizamiento alrededor de las fracturas hidráulicas multietapa a presión utilizando la técnica de elementos finitos (Gao et al., 2015).
Fracturamiento hidráulico y de baja magnitud TERREMOTOS Avería reactivación o el deslizamiento puede dar lugar a actividades sísmicas comúnmente por debajo de 1,0 en magnitud. Sin embargo, en casos muy raros, también se informó terremotos con magnitud de alrededor de 3 (Ellsworth, 2013). USGS ha publicado recientemente el mapa de terremotos en los Estados Unidos con una magnitud de 3 o más entre 1973 y 2014. Ellos mostraron que el número acumulado de sismos con una magnitud de 3 o superior ha aumentado significativamente desde el comienzo del siglo 20. Los medios de comunicación en los Estados Unidos ha señalado rápidamente a la industria del petróleo y el gas sin justificaciones científicas y de sonido que podrían indicar que estos eventos son en realidad correlacionados con las actividades de petróleo y gas, como fracturación hidráulica o la eliminación de agua contaminada en los pozos de inyección de aguas residuales .
Habiendo dicho esto, todavía hay una necesidad crítica de una mayor investigación en esta área debido a las consecuencias potenciales que se asocian con
106
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
eventos sísmicos de gran magnitud. La determinación de la causa y los factores que influyen en la ocurrencia de eventos sísmicos de gran magnitud es esencial en la prevención de los riesgos asociados a estos eventos. El objetivo principal de este tipo de estudios debe ser la prevención de daños a la salud pública y la infraestructura mediante la reducción o eliminación de las causas principales de estos eventos no deseados. La fracturación hidráulica y las actividades de fracturamiento post-hidráulicos tales como la eliminación de agua de reflujo contaminada no son las únicas causas de sismicidad inducida. La producción de hidrocarburos a partir de estos depósitos también podría desencadenar actividades sísmicas (Soltanzadeh y Hawkes,
2009). En este caso, se requiere el estudio de roca compleja y las interacciones de fluidos que influyen en el comportamiento de tensión formación. Para proporcionar una predicción efectiva de cambio en el estado de estrés, una representación modelo preciso se debe realizar con una solución numérica hidromecánico acoplados. Verificación de esta solución se obtiene a través de medios analíticos y refinado progresivamente a través de los resultados experimentales, utilizando en tiempo real de datos de fondo de pozo, tales como microsísmica, fibra óptica, y las tecnologías avanzadas de imagen.
CAPÍTULO OCHO
La fracturación hidráulica selección química y Diseño
INTRODUCCIÓN selección y diseño químico es otro aspecto importante de un diseño de fractura hidráulica. A diferencia de la percepción pública, es decir, que muchos productos químicos tóxicos se bombea en el pozo, es importante tener en cuenta que la industria ha hecho un gran trabajo el desarrollo de nuevos productos químicos que son amigables con el medio ambiente y no causan ningún daño a la salud y seguridad públicas. Cada producto químico utilizado en el proceso de fracturación hidráulica tiene un propósito muy específico. Por ejemplo, el sistema de fluido frac agua slick utiliza reductor de fricción (FR) para reducir la presión de fricción cuando se bombea a tasas elevadas, mientras que el sistema de fluido frac reticulado utiliza gel lineal y reticulante para crear la viscosidad necesaria para colocar más alto arena agente de sostén concentración en la formación. Exploración y producción (E & P) las empresas pueden ahorrar cientos de miles de dólares en la selección y diseño químico. Un paquete de química optimizada incluyendo los tipos y concentraciones de cada sustancia química que se necesita es crucial en un trabajo frac exitosa y rentable. Por lo tanto, diversas pruebas de campo y de laboratorio se deben realizar para encontrar el diseño óptimo. Como los productos químicos son parte de cada costo etapa frac y las compañías de exploración y producción son responsables de pagar por el tipo y la cantidad de cada producto químico utilizado, es muy importante llevar a cabo diversas pruebas de campo y de laboratorio para encontrar el diseño química óptima, como se discutirá en este capítulo. Los productos químicos utilizados durante los trabajos frac hidráulicos son costosos y se ejecuta el producto químico en concentraciones más altas que las necesarias, puede añadir una cantidad significativa de los gastos para cada etapa frac, que puede agregar rápidamente. Hay un número limitado de productos químicos utilizados en la fracturación hidráulica. Los productos químicos más comúnmente utilizados en la fracturación hidráulica se discuten en las siguientes secciones.
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
DOI: http://dx.doi.org/10.1016/B978-0-12-849871-2.00008-3
© 2017 Elsevier Inc. Todos los derechos reservados.
107
108
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
reductor de fricción FR es el producto químico más importante utilizado durante los trabajos frac agua lisos. FR es un tipo de polímero usado para reducir la fricción dentro de la tubería de manera significativa con el fin de bombear con éxito el trabajo bajo la presión máxima de tratamiento de superficie admisible. FR reduce la fricción entre fracturamiento fluidos y tubular. Sin FR, es imposible para bombear empleos slick frac agua a causa de una presión muy alta fricción en el interior de la tubería. La presión de alta fricción es debido a la alta velocidad de flujo que se utiliza durante los trabajos frac agua lisos. La concentración de FR utilizado varía de 0,5 gpt a 2,0 gpt dependiendo de la calidad de FR y agua. La unidad para la concentración de FR es gpt, que significa galones de FR por cada mil galones de agua. Una medición de 1,0 gpt significa que hay 1 galón de FR en 1000 litros de agua. La calidad del agua tiene un impacto significativo en la FR. Por ejemplo, si el agua dulce se utiliza para el trabajo frac, se necesitan concentraciones más bajas de FR para controlar la presión de fricción; sin embargo, si el agua reutilizada se utiliza para el trabajo frac, el FR necesita ser ejecutado en concentraciones más altas para reducir la presión de fricción. Otro factor importante que hace necesario ejecutar FR en concentraciones más altas es la calidad de FR. Es muy importante que las empresas que operan discuten el tipo y calidad de FR que ofrece una empresa de servicios. Una de las principales razones por las que el tipo y calidad de FR deben ser monitoreados es el costo. Todos los productos químicos de fracturación son caros y la mayoría de las empresas de servicios frac suelen hacer la mayor parte de su dinero de los productos químicos. Por lo tanto, no el control de la calidad y el tipo de FR puede costar los lotes operador de dinero mediante la ejecución de la FR en concentraciones más altas, que podrían no ser necesarios. La FR más comúnmente utilizado en la industria es poliacrilamida, de los cuales hay no iónicos, catiónicos, y los tipos aniónicos. FR viene en polvo seco y en forma líquida con una base de aceite mineral. Poliacrilamida también se utiliza para la estabilización de suelos y juguetes para niños. selección FR depende de:
•
Química de la fuente de agua para la fracturación;
•
alta salinidad frente a agua dulce 5 diferentes productos;
•
calidad de FR (proveedor o prestador de servicio de empresa).
TEST FR FLOW BUCLE Económicamente atractivas de petróleo y gas tasas de producción de depósitos de esquisto no convencionales dependen en gran medida la eficacia de la hidráulica
La fracturación hidráulica selección química y Diseño
109
fractura de la estimulación que puede proporcionar el máximo contacto con el yacimiento. Esto puede lograrse mediante el establecimiento de altas tasas de bombeo para inyectar millones de galones de fluido de fracturación en estas formaciones cerradas. Sin embargo, hay problemas técnicos y medioambientales asociados con esta técnica que debe ser resuelto. Para satisfacer las altas tasas de bombeo, el problema principal es el de superar la presión de fricción tubular que puede reducir la demanda de potencia hidráulica en un 80% (Virk, 1975). Esto se puede lograr mediante la adición de FRs al fluido de fracturación. Los fluidos de contraflujo postfracturing tienen extremadamente alta salinidad y diferentes concentraciones de mineral disuelto y los productos químicos que no se puede simplemente descargarse al medio ambiente. Tratar el agua producida es también extremadamente caro, así que la mayoría de los operadores deciden para reciclar el agua producida utilizando directamente que para aplicaciones de fracturamiento posteriores. El rendimiento de FRs como la salinidad y el contenido de sólidos disueltos total de fluido aumenta de contraflujo siguen siendo problemas como sin resolver.
Diferentes esquisto tienen diferente temperatura y contenido de sal y no hay una talla única para todos fórmula para la cantidad o la composición de cada aditivo de los fluidos de fracturación. Sal afecta a las funciones de aditivos incluyendo tensioactivos, polímeros y geles en una forma compleja. La forma más eficiente para probar sus efectos y obtener la fórmula más adecuado es experimento físico, tal como a través experimento bucle de flujo dinámico. Fig. 8.1 muestra el esquema del experimento bucle de flujo dinámico. Esta configuración incluye 13 0 de 1 2 v acero
/ y 13 0 de 3 4 v tubería recta en la dirección de retorno, el /tanque de depósito 16 inoxidable en la directa galones, 7 HP motor eléctrico, bomba de capacidad variable, metro, mezclador superior, termopar, aislamiento, y calentador de banda de flujo. También creemos que las FR pueden afectar la
Figura 8.1 Esquemática de un aparato de bucle de flujo.
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Figura 8.2 Fluya resultados de la prueba de bucle. 110
transporte agente de sostén y de sedimentación, y puesto que la eficacia de la fracturación hidráulica depende significativamente de desplazamiento agente de sostén, esto también debe ser investigado. Simulación numérica es una poderosa herramienta para la simulación del transporte de agente de sostén y el desplazamiento en las fracturas hidráulicas como se discutió anteriormente.
concentración FR se puede determinar mediante la realización de pruebas de laboratorio tales como prueba de bucle de flujo FR. Esta prueba puede realizarse mediante la adopción de una muestra de agua que se utiliza durante el trabajo de frac al laboratorio. Esta muestra de agua se ejecuta entonces a través de un bucle y varios tipos FR y concentraciones son probados para encontrar el mejor tipo FR y la concentración óptima FR de que FR particular. Para encontrar el mejor tipo FR, diferentes FRs a la misma concentración se prueban y la una con la máxima reducción de fricción se selecciona. A continuación, la concentración de FR del tipo FR preseleccionado se aumenta gradualmente hasta que la adición de FR no tiene un impacto significativo en la caída de presión. Esta concentración es entonces registrado e informado a la empresa que opera por su diseño óptimo de la concentración de FR. Fig. 8.2 muestra un ejemplo de resultados de la prueba de flujo, donde el flujo y la temperatura se miden por medidor de flujo y los termopares como una función del tiempo y se representan frente a caída media de presión medido por dos transductores de presión diferencial en el directo y líneas de retorno. Durante el experimento, el caudal se mantiene constante y la caída de presión se controla como se añade FR para el sistema de fluido.
La fracturación hidráulica selección química y Diseño
111
TUBO DE PRESION DE FRICCIÓN Antes de discutir la siguiente químico, es importante entender de presión por fricción en trabajos de agua slick sin FR. presión de fricción en el interior del tubo se ve afectada por tarifa, la viscosidad del fluido, diámetro de la tubería, y la densidad del fluido. Un diámetro de la tubería más pequeña hace que la presión de fricción a aumentar. Por ejemplo, si un 4 1 2 v revestimiento de producción se utiliza en lugar de un 5 1 2 v carcasa
/ incrementará. La / para el tratamiento de fracturación hidráulica, la presión de fricción en el interior del tubo se viscosidad del fluido y la densidad son parámetros muy importantes también. Varias concentraciones de FRs son utilizados por diferentes empresas que operan en un intento de reducir la tubería y la perforación de presión por fricción. La calidad del agua durante el trabajo de frac es un factor importante a considerar en el diseño de la concentración de FR. Si se utiliza agua de reflujo pesado sin ningún tratamiento, más FR tiene que ser ejecutado para reducir la fricción dentro de la tubería.
El precio es otro parámetro que afecta a la presión importante fricción en la tubería. Rate tiene una relación proporcional con la presión de fricción de la tubería. Esto implica que mediante el aumento de la tasa, el tubo de presión por fricción aumentará también. Rate no sólo aumenta la presión fricción de la tubería, sino que también aumenta la perforación de presión por fricción, que será discutido.
presión de fricción se calcula utilizando Eq. (8,1) :
La ecuación 8.1 presión de fricción Pipe
Longitud del tubo de 5 Densidad del fluido ft 5 tasa de flujo PPG 5 bpm Diámetro interior tubo 5 pulgadas.
Fanning factor de fricción es el parámetro más difícil de encontrar y hay varios métodos que se pueden utilizar para llegar al factor de fricción de Fanning. Hay dos parámetros que deben conocerse con el fin de calcular fanning factor de fricción, incluyendo el número de Reynolds y la rugosidad relativa de la tubería.
112
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
número de Reynolds El número de Reynolds debe ser calculada con el fin de llegar con el factor de fricción de Fanning. agua Slick se considera que es un fluido newtoniano; Por lo tanto, la siguiente ecuación se utiliza para calcular el número de Reynolds para fluido newtoniano:
La ecuación 8.2 fluido newtoniano número de Reynolds
Rugosidad relativa de la tubería rugosidad relativa es la cantidad de la rugosidad superficial que existe dentro de la tubería. La rugosidad relativa de un tubo se conoce como la rugosidad absoluta de un tubo dividido por el diámetro interior de un tubo.
La ecuación 8.3 rugosidad relativa
ε 5 rugosidad absoluta en pulgadas re 5 diámetro interior de la tubería en pulgadas.
Una vez que se calculan los números de Reynolds rugosidad relativa y, fanning factor de fricción se puede obtener en función de si el flujo es laminar o turbulento. Hay dos ecuaciones para calcular el factor de fricción de Fanning. Eq. (8,4) es para el flujo laminar (que significa que el número de Reynolds es de menos de 2300) y es el siguiente:
La ecuación 8.4 Fanning factor de fricción para el flujo laminar
113
La fracturación hidráulica selección química y Diseño
Si el número de Reynolds es más de 4000, a continuación, Eq. (8,5) se usa para calcular el factor de fricción Darcy:
La ecuación 8.5 factor de fricción Darcy para flujo turbulento
Tenga en cuenta que: factor de fricción de Darcy 5 4 3 avivar factor de fricción ... por lo tanto:
La ecuación 8.6 Fanning factor de fricción para el flujo turbulento
Una vez que se obtiene el factor de fricción de Fanning, la presión de fricción de la tubería se puede calcular. Este es sólo un método de cálculo fricción en la tubería, que puede ser muy tedioso y consume mucho tiempo. Sin embargo, hay varios manuales y software disponibles que calcular la presión de fricción en el interior del tubo de considerar el impacto (s) de la concentración de FR. Tenga en cuenta que este cálculo hace no tomar el uso de FR en cuenta. Esto es sólo para demostrar que si FR no se utiliza durante la alta tasa de empleo de agua resbaladiza, es prácticamente imposible bombear el trabajo. Tabla 8.1 muestra la rugosidad relativa de los diferentes materiales de las tuberías.
Tabla 8.1 Rugosidad relativa (Binder, 1973) material de la tubería
Absolute Rugosidad (pulgadas)
latón dibujado
0.00006
cobre dibujado
0.00006
acero comercial
0,0018
Hierro forjado
0,0018
Asfaltada hierro fundido
0,0048
Acero galvanizado
0,006
Hierro fundido
0,0102
duelas de madera
0,0072 0,036
Hormigón
0,012 0.12
acero remachado
0,036 0.36
114
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
•••
Ejemplo / de tubería (ID 5 4.778 “) se ejecuta en el orificio sin el uso Calcula tubo de presión de fricción si 11000 ” de 5 1 2 ”, 20 lb / ft, P-110 de FR (asuma agua dulce se utiliza para frac). Supongamos una rugosidad relativa de cero dentro de la tubería.
Tarifa 5 100 bpm, la densidad de agua dulce 5 8.33 ppg, la viscosidad de agua dulce 5 1 cp. Paso 1) El número de Reynolds necesita ser calculado con el fin de llegar con el factor de Fanning fricción:
5 2; 775; 504
norte R 5 1: 592 3 10 4 3 100 3 08:33
4: 778 3 1
Paso 2) Dado que la rugosidad relativa dentro de la tubería se asume que es cero y el número de Reynolds confirma que el flujo es turbulento, el factor de fricción de Darcy para flujo turbulento se puede calcular:
0BBBB @
1CCCCA 2
1
"
F re re Þ 5
2 1: 8 3 log10
0
#
01:11
1
3: 7
5 0: 009826
6: 9 2; 775; 504
5 0: 009826 4 5 0: 00246
factor de fricción de Fanning 5 factor de fricción darcy
4
Paso 3) Ahora que el factor de fricción de Fanning se calcula, tubería de presión de fricción se puede calcular utilizando la siguiente ecuación:
presión de fricción Pipe 5 11:41 3 0: 00246 3 11; 000 3 08:33 3 100 2 4: 778 5
5 10; 314 psi
Sin correr FR durante el tratamiento frac, habrá 10.314 psi de presión de fricción de la tubería, y el bombeo de un trabajo frac alta tasa será prácticamente imposible. Este ejemplo muestra la importancia de ejecutar FR a concentraciones predeterminadas.
INTERRUPTOR FR disyuntor de FR se utiliza para reducir la viscosidad de FR. Un ejemplo de un interruptor de FR es peróxido de hidrógeno.
BIOCIDA Biocida es otro producto químico importante utilizado en la fracturación hidráulica. El primer deber de biocida está matando y el control de las bacterias. Las bacterias
La fracturación hidráulica selección química y Diseño
115
puede causar la inestabilidad de la viscosidad. La concentración de biocida típicamente varía entre 0,1 y 0,3 gpt. pruebas de agua previa a la operación se lleva a cabo para medir las bacterias presentes en el agua preexistentes. Esta prueba introduce un agente eficaz con agua fuente frac. Un cambio en la muestra de botella se relaciona directamente para contar las bacterias. Los resultados se usan entonces para determinar la concentración de biocida (gpt) requerido para el trabajo frac. El producto biocida más comúnmente utilizado se llama glutaraldehído y este producto se bombea normalmente como un aditivo líquido con fluido de fracturación hidráulica. Los tipos básicos de campos petroleros bacterias son:
•
bacterias reductoras de sulfato, que es la bacteria más antiguas conocidas, y que crea H 2 S (sulfuro de hidrógeno, gas venenoso) y sulfuro, que puede formar FeS (sulfuro de hierro II) escala;
•
productora de ácido bacterias, que produce ácido corrosivo y puede adaptarse a condiciones aerobias o anaerobias;
•
bacterias heterótrofas generales, que por lo general se forman en condiciones aeróbicas.
Las consecuencias de no utilizar biocidas son:
•
H 2 creación S en la formación (un riesgo de seguridad para la producción de pozos)
•
microbiológica corrosión influenciada
•
restricción de la producción debido al crecimiento microbiano.
Ahora que se han discutido los diferentes tipos de bacterias, vamos a echar un vistazo a los tipos de biocidas utilizados en la fracturación hidráulica y otras aplicaciones:
•
biocida oxidante provoca daño celular irreversible a la bacteria. En pocas palabras, este tipo de biocida se quema la célula. Ejemplos de biocidas oxidantes son cloro, bromo, ozono y dióxido de cloro.
•
biocida no oxidante altera la permeabilidad de la pared celular, interfiriendo con los procesos biológicos. Este tipo de biocida da esencialmente el cáncer de células de bacterias, lo cual puede resultar en bacterias o bien mueren o supervivientes. Ejemplos de biocidas no oxidantes son aldehídos, bronopol, DPNPA, y acroleína.
inhibidor de incrustaciones inhibidor de incrustaciones es otro producto químico utilizado comúnmente en la fracturación hidráulica. inhibidor de incrustaciones impide hierro y la acumulación de escala en la formación y pozo. Además, inhibidor de incrustaciones mejora la permeabilidad
116
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
mediante la eliminación de escala en la formación y la carcasa. La escala es un material blanco que se forma en el interior del tubo (carcasa) y restringe el flujo. La concentración de inhibidor de incrustaciones es generalmente 0,1 0,25 gpt. Escala está formada por cambios de temperatura, las caídas de presión, la mezcla de diferentes aguas y agitación. Un ejemplo de un inhibidor de la escala utilizada comúnmente es etileno glicol (comúnmente utilizado en anticongelante). Los tipos más comunes de escala en el campo de petróleo y gas son los siguientes:
•
carbonato de calcio, que es el tipo más común de escala y, a diferencia de la mayoría de las formas de escala, es menos soluble en temperaturas más altas;
•
sulfato de bario, que forma una escala muy dura e insoluble que tiene que ser eliminado mecánicamente;
•
sulfuro de hierro, que es el tipo más común de sulfuro, y se forma como bacterias reductoras de sulfato reduce sulfato;
•
de cloruro de sodio, también conocido como sal, es otro tipo de auto-explicativo de escala.
LINEAL DE GEL gel lineal se usa a veces con frac agua resbaladizo para facilitar la colocación de agente de sostén en la formación. gel Linear aumenta la viscosidad del fluido frac, añade reducción de la fricción, y facilita el transporte agente de sostén en la formación. Superior viscosidad del fluido aumenta ancho de la fractura, y agente de sostén puede ser transportado más fácilmente en la formación, especialmente a concentraciones de arena más altas. Además, los agentes tales como capacidades lineales de pérdida de fluido aumento gel gelificante. tipos de polímeros típicos para agentes gelificantes son guar (G, guar crudo contiene 10 13% de residuo insoluble), hidroxipropil guar (HPG, 1 3% de residuo insoluble), carboximetil guar de hidroxipropilo (CMHPG, 1 2% de residuo insoluble), hidroxietilcelulosa (HEC, un residuo mínimo), y poliacrilamida (FR, un residuo mínimo). Típicamente, los agentes gelificantes menos residuos están asociados con agentes gelificantes más refinadas, y como resultado son más caros.
Guar es el gel lineal más común que se utiliza actualmente en la industria. Guar se considera el polímero más barata en comparación con los otros polímeros mencionados anteriormente, ya que deja residuo mucho más insoluble atrás. Guar se cultiva principalmente en la India y Pakistán. Guar menudo se cosecha a mano como un cultivo secundario por los agricultores de subsistencia y se puede utilizar para la alimentación de ganado y humanos. semillas de guar pueden estar conectados a tierra en polvo. Guar se utiliza normalmente como concentrado de suspensión; sin embargo, también se puede utilizar como polvo seco que se mezcla sobre la marcha.
La fracturación hidráulica selección química y Diseño
117
Figura 8.3 gel de base lineal (cadenas de polímero).
Como se mencionó anteriormente, gel lineal aumenta ancho de la fractura y las dimensiones de arena más grandes y concentraciones de arena más altas pueden aliviarse en la formación. Cuando gel lineal realiza las perforaciones durante un frac agua slick, la presión de tratamiento de superficie disminuirá. La disminución de la presión surfacetreating permite tasa surfacetreating aumente. Por ejemplo, si una etapa está siendo tratado en 9500 psi (superficie máxima permitida para tratar la presión 5 1 2 v, P-110, 20 lb / ft carcasa) y 30 bpm, gel lineal se utiliza con agua slick para superar
/ la anchura de la fractura, reducir la presión de tratamiento de superficie, y ser tortuosidad, aumentar capaz de entrar en la etapa. La razón tasa de tratamiento de superficie se puede aumentar cuando se utiliza gel lineal es porque gel lineal aumenta la anchura de la fractura y la viscosidad del fluido, que a su vez mejora el transporte de apuntalante en las fracturas. La concentración de gel lineal utilizado durante la etapa varía y es típicamente 5 30 lb sistemas dependiendo de la gravedad de la tortuosidad. Desde concentrado de guar se mezcla comúnmente en segundo 4 lb / gal, un sistema de 5 lb significa 5 dividido por 4, que es 1,25 GPT (galones de gel por cada mil galones de agua). Fig. 8.3 ilustra el esquema de cadenas de polímero en un sistema de gel de base lineal.
INTERRUPTOR DE GEL
interruptor Gel se bombea junto con agentes de gelificación de manera que el gel se rompa una vez que ha sido colocado en la formación. interruptor de gel reduce
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
la viscosidad del gel en la formación. interruptor Gel hace que el gel se rompa (reduce la viscosidad) a ciertas temperaturas en condiciones de fondo de pozo. El grado de reducción de gel es controlada por tipo de interruptor gel, la concentración de gel, la concentración de interruptor, temperatura, tiempo y pH. interruptor Gel puede ser probado en la superficie por calentamiento a la temperatura de formación (usando un baño) para asegurar la reducción adecuada de la viscosidad después de romper. Se recomienda encarecidamente hacer una prueba de interruptor de gel para visualizar la reducción de la viscosidad. Si gel no está completamente disuelta en la formación, puede causar daños a la formación grave, como una reducción de la conductividad.
BUFFER Buffer es otro producto químico que se utiliza cuando se utiliza gel lineal. Buffer se ejecuta en concentraciones predeterminadas basadas en el análisis de la prueba de laboratorio. Buffer esencialmente ajusta y controla el pH del gel para la eficacia máxima. La única vez que es necesario ejecutar tampón en combinación con gel (con frac agua slick) es si el fluido de base tiene un pH básico (pH del 8 al 14 se considera básica). Si el fluido de base tiene un pH básico, tampón debe ejecutar para llevar el pH hasta pH neutro o ligeramente ácido (6,5 7). Es responsabilidad de la empresa de servicios de garantía de calidad / control de calidad (QA / QC) para medir el pH del fluido de fracturación para determinar si se necesita o no de amortiguamiento. Hay dos tipos de tampón utilizados en la industria. El primero se denomina tampón ácido, que se utiliza para acelerar el tiempo de hidratación de gel. El segundo tipo de tampón se denomina tampón básico, y se utiliza con el fluido reticulado para crear retardada reticulado. los retrasado reticulado retrasa el proceso de fluido reticulado para asegurar menos fricción dentro de la tubería cuando el fluido pasa a través de miles de pies de tubería. Después de haber pasado a través de la tubería, el fluido comienza reticulados que trabajan normalmente en un intento de superar el tortuoso camino después de las perforaciones y antes de que el cuerpo principal de fracturas. pH mide el grado de acidez o básica es una sustancia, y los rangos de 0 a 14. A nivel de pH de 7 (por ejemplo, agua destilada) es neutral. Un pH de menos de 7 (por ejemplo, café negro y jugo de naranja) es ácido. Finalmente, un pH de más de 7 (por ejemplo, cloro y bicarbonato de sodio) se considera que es básico. Ejemplos de dos tampones utilizados en trabajos frac son carbonato de potasio y ácido acético.
La fracturación hidráulica selección química y Diseño
119
Reticulante Reticulante es la sustancia química utilizada para crear un sistema de fluido reticulado. Cuando reticulante se combina con un 20 , Se crea sistema de gel lineal 30 lb fluido reticulado. Cross-enlazador aumenta la viscosidad de los agentes gelificantes mediante la conexión de los polímeros de gel separadas juntos. Cross-enlazador aumenta significativamente la viscosidad del gel lineal al aumentar el peso molecular del polímero de base mediante la vinculación de múltiples moléculas juntos. Cross-enlazador aumenta el peso molecular sin polímeros adicionales. Desde una perspectiva económica, es mucho más caro para crear fluido viscoso pesado con gel lineal de un sistema de fluido reticulado. Por ejemplo, cuando se utiliza gel lineal para crear un sistema de fluido de 150 centipoises, es considerablemente más caro que el uso de un sistema de fluido reticulado para crear la misma viscosidad. Esta característica del sistema de fluido reticulado se considera que es la mayor ventaja de utilizar este tipo de sistema de fluidos. Una de las desventajas de los agentes de reticulación es el aumento potencial de la presión de fricción. Por otro lado, reticuladores mejorar la capacidad del fluido para llevar a agente de sostén y crear viscosidad para geometría de la fractura más amplio. agentes de reticulación comunes son borato (pH alto y temperaturas moderadas) y circonato (pH bajo y las altas temperaturas). Fig. 8.4 ilustra cómo reticuladores enlazan múltiples moléculas juntos.
Figura 8.4 gel reticulado.
120
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
SURFACTANTE Tensioactivos tienen diferentes aplicaciones. La principal aplicación de agente tensioactivo es reducir la tensión superficial de un líquido. La tensión superficial es la tendencia de una superficie líquida de resistir una fuerza externa. Hay diversos tensioactivos disponibles en la industria para diferentes usos. Los tensioactivos más comúnmente utilizados en las operaciones de fracturación hidráulica son las siguientes:
•
Microemulsión es un tipo de tensioactivo que cambia el ángulo de contacto, lo que resulta en la reducción de la tensión superficial. Una reducción de la tensión superficial en la recuperación más fluido durante el flujo de retorno. Este tipo de tensioactivo se utilizó en el desarrollo temprano de la pizarra de Marcelo para obtener la recuperación de más fluido; sin embargo, muchos operadores dejaron de usar tensioactivos como fluido de fracturación en las regiones de gas seco de la Marcelo y Barnett Shales.
•
Nonemulsifiers minimizar o prevenir los fluidos de la formación y tratamiento de emulsión. Este tipo de tensioactivo se utiliza normalmente en formaciones con aceite o condensado en un intento de separar el aceite o condensado de una emulsión acuosa. Algunas empresas utilizan nonemulsifier en zonas ricas en líquidos de Utica Shale.
•
Foamers crean espuma estable y permiten el transporte de apuntalante eficaz. Tensioactivos tienen muchas más aplicaciones y la selección depende de la meta deseada. Ejemplos de tensioactivos son metanol, isopropanol (uso común: limpiador de vidrio), y alcohol etoxilado.
CONTROL DE HIERRO
control de hierro se utiliza para controlar y prevenir hierro disuelto en el líquido frac. Control del Hierro evita la precipitación de algunos productos químicos, tales como carbonatos y sulfatos, que pueden conectarse de la formación. Ejemplos de controles de hierro son cloruro de amonio, etileno, ácido cítrico (aditivo alimentario), y glicol.
CAPÍTULO NUEVE
Análisis de presión fractura y Perforación Diseño
INTRODUCCIÓN El siguiente paso en la estimulación fracturación hidráulica es entender los conceptos de presión básicos para el éxito de diseño de la fractura, el tratamiento y ejecución. La comprensión de presión es uno de los aspectos clave de una operación frac seguro y exitoso. Uno de los conceptos más importantes es el cálculo de la presión de tratamiento de superficie, que se utiliza para el diseño de revestimiento de producción por los ingenieros de terminación y se discute con más detalle en este capítulo. diseño de la carcasa es muy importante en nuevas áreas de exploración debido a que algunos operadores no son capaces de iniciar con éxito la fracturación hidráulica debido a subestimar la presión de tratamiento de superficie esperada y utilizando un tamaño de presión de la caja de bajo estallar y grado. Por lo tanto, la comprensión de los conceptos básicos de presión que se utilizarán en el cálculo de diseño de carcasa es crucial para un trabajo frac éxito. diseño de perforación es otro parámetro importante en el diseño de su finalización. En este capítulo, un especial énfasis será puesto en el diseño de entrada limitada para la mejora de la producción óptima en yacimientos no convencionales.
PRESIÓN (psi) La presión se define como la fuerza dividida por el área. La unidad de presión en el campo de petróleo y gas es psi, que significa libras por pulgada cuadrada. Por ejemplo, 3000 psi significa 3000 lbs de fuerza más de una pulgada cuadrada de área.
La ecuación 9.1 Presión.
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
DOI: http://dx.doi.org/10.1016/B978-0-12-849871-2.00009-5
© 2017 Elsevier Inc. Todos los derechos reservados.
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122
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
PAG 5 La presión en psi F 5 La fuerza en libras UN 5 Área en pulgadas cuadradas.
Presión hidrostática (psi) La presión hidrostática es la presión de la columna de fluido ejercida en condición estática. La presión hidrostática es uno de los conceptos más importantes que deben ser aprendidas de memoria. La presión hidrostática depende del peso de fluido (PPG) y profundidad vertical verdadera (TVD) del pozo. Además, 0.052 es una constante para la conversión a psi. Uno de los errores más comunes que hacen los principiantes es el uso de profundidad medida (MD) en lugar de TVD para calcular la presión hidrostática en el pozo. profundidad medida se puede utilizar para el cálculo del volumen; sin embargo, TVD tiene que ser utilizado para el cálculo de la presión hidrostática. La presión hidrostática se puede calcular utilizando Eq. (9,2) .
La ecuación 9.2 Presion hidrostatica.
PAG h 5 La presión hidrostática, psi ρ 5 densidad del fluido, ppg TVD 5 profundidad vertical verdadera, pies.
Gradiente de presión hidrostático (psi / ft) gradiente de presión hidrostática refiere a la presión ejercida por la columna de líquido por pie de TVD. Por ejemplo, el agua dulce tiene un gradiente de presión hidrostática de 0.433 psi / ft, lo que significa 0.433 psi de actos columna de fluido en 1 pie de TVD. gradiente de presión hidrostática es la multiplicación de 0.052 constante por la densidad del fluido (PPG). gradiente de presión hidrostática se puede calcular utilizando Eq. (9,3) .
La ecuación 9.3 gradiente de presión hidrostática.
PAG h gradiente 5 gradiente de presión hidrostática, psi / ft ρ 5 densidad del fluido, ppg.
123
Análisis de presión fractura y Perforación Diseño
•••
Ejemplo Calcular la presión hidrostática y el gradiente de presión hidrostática para un pozo con las siguientes propiedades:
TVD 5 10; 500 pies; Maryland 5 19; 500 pies; ρ 5 08:55 PPG:
Por favor asegúrese de usar TVD y no de MD cuando el cálculo de la presión hidrostática.
PAG h 5 0: 052 3 ρ 3 TVD 5 0: 052 3 08:55 3 10; 500 5 4668 psi PAG h gradiente 5 0: 052 3 ρ 5 0: 052 3 08:55 5 0: 4446 psi = ft
INSTANTÁNEA presión de cierre (ISIP, psi) ISIP significa instantánea presión de cierre en, y es la presión a la que todas las bombas vienen fuera de línea después de un tratamiento hidráulico etapa de fracturación o prueba de inyección fractura de diagnóstico (DFIT). ISIP se puede obtener usando un gráfico de presión de tratamiento de superficie después de cada etapa de tratamiento de la fractura hidráulica. ISIP es extremadamente importante para el cálculo de las nuevas áreas de exploración donde se realizará la fracturación hidráulica a fin de calcular en última instancia, la presión de tratamiento superficial estimada. Fig. 9.1 ilustra superficie
tasa de lechada (bpm)
El tratamiento de presión (psi)
conc licuadora. (Lbm / gal)
presión de fondo (psi)
formación Conc @ (lbm / gal)
240 12
10000
200
8000
160
10
8
6000
120
ISIP
6
4000
80 4
2000
40 2
0
00 0
30
60
90 Tiempo (min)
Figura 9.1 ISIP ilustración.
120
150
Evaluar y Concentración
Presión (psi)
12000
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
presión de tratamiento, calculado de presión del fondo del pozo, velocidad de pulpa, licuadora, y arena de formación concentraciones. ISIP en Fig. 9.1 es la presión tan pronto como todas las bombas están fuera de línea (es decir, la tasa de suspensión va a 0). En esta figura, ISIP es de aproximadamente 4900 psi. ISIP también se puede calcular utilizando Eq. (9,4) .
La ecuación 9.4 de cierre de presión instantánea.
ISIP 5 de cierre en instantánea de presión, BHTP psi 5 Bottom-agujero presión de tratamiento, psi PAG h 5 La presión hidrostática, psi.
Al final de una etapa de fracturación hidráulica cuando todas las bombas frac está desconectado, la presión se reduce significativamente y un efecto de martillo de agua se puede ver en la señal de presión. Presión continúa cayendo después debido al líquido de fugas a la formación. La cantidad de caída de presión está directamente relacionada con la permeabilidad de la formación y frac viscosidad del fluido. Fig. 9.2 ilustra la superficie tratamiento de la presión y la tasa de tratamiento de superficie (velocidad de inyección de la bomba) en función del tiempo. Para determinar la ISIP, uno debe dibujar una línea vertical en el punto en el que la tasa de tratamiento de superficie va a cero y ajustar una línea recta a la caída de presión después de la válvula de cierre en. La intersección de las dos líneas se obtiene el ISIP.
Figura 9.2 ISIP selección. 124
Análisis de presión fractura y Perforación Diseño
125
•••
Ejemplo Calcular ISIP con los siguientes datos: Bottom-agujero presión de tratamiento 5 10.000 psi, TVD 5 7550 ', la densidad del fluido 5 8,9 puntos por partido ISIP 5 BHTP 2 PAG h 5 10; 000 2 re 0: 052 3 8: 9 3 7550 Þ 5 6506 psi
FRACTURE gradiente (FG, psi / ft) gradiente de fractura, también conocida como gradiente frac, es el gradiente de presión a la que se rompe la formación. gradiente frac es crucial para entender el fin de calcular la presión de fondo del pozo tratar esperado (BHTP) antes del inicio de un trabajo frac. Eq. (9,5) se puede utilizar para calcular el gradiente frac.
La ecuación 9.5 gradiente Frac.
FG 5 gradiente Frac, psi / ft ISIP 5 Instantáneo presión de cierre en, psi PAG h 5 La presión hidrostática, TVD psi 5 profundidad vertical verdadera, pies.
•••
Ejemplo ISIP al final de un trabajo DFIT se obtiene a estar alrededor de 4500 psi. Si TVD de la formación es 7500 '( suponiendo agua dulce se utilizó durante DFIT), calcular el gradiente frac.
la presión Hydsrostatic 5 0: 052 3 08:33 3 7500 5 3249 psi gradiente de frac 5 4500 1 3249 7500 5 1: 033 psi = ft
BOTTOM-HOLE presión de tratamiento (psi) Bottom-agujero tratamiento de la presión (BHTP) es la cantidad de presión requerida en las perforaciones para causar la extensión de la fractura durante hidráulico
126
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
estimulación de la fractura. BHTP es la presión a lo largo de la cara de fractura que mantiene las fracturas abiertas. BHTP también se conoce como presión inferior hoyos frac (BHFP). correcta estimación de BHTP es esencial en la preparación de las estimaciones de la presión de tratamiento de superficie y, finalmente, un trabajo frac. BHTP se puede calcular utilizando Eq. (9,6) .
La ecuación 9.6 Bottom-agujero tratamiento de ecuaciones de presión.
Tenga en cuenta que la segunda ecuación se puede derivar por la reordenación de la primera ecuación como sigue:
BHTP 5 FG 3 TVD- ISIP 1 PAG h TVD 3 TVD 5 ISIP 1 PAG h
•••
Ejemplo Calcula BHTP estimado si ISIP (obtenido de DFIT) es 6427 psi y TVD es 8500 ' (Suponiendo agua dulce).
gradiente de frac 5 ISIP 1 PAG h
re
TVD 5 6427 1 0: 052 3 8500 8500 3 08:33
Þ
5 1: 189 psi = ft
BHTP 5 FG 3 TVD 5 1: 189 3 8500 5 10; 109 psi o BHTP 5 ISIP 1 PAG h 5 6427 1 re 0: 052 3 8500 3 08:33 Þ 5 10; 109 psi
De presión por fricción TOTAL (psi) Hay varios tipos de presión por fricción que deben ser considerados y calculados antes y después del tratamiento para derivar eficiencia de los disparos y el diseño óptimo. presiones fricción durante un trabajo frac son tubo de presión de fricción, la presión de fricción perforación, y la presión de tortuosidad. La presión total de fricción después de cada etapa frac se puede calcular utilizando Eq. (9,7) .
La ecuación 9.7 La presión total de fricción.
Análisis de presión fractura y Perforación Diseño
127
FP T 5 La presión total fricción, presión de tratamiento de superficie Promedio psi 5 ISIP psi 5 de cierre en instantánea presión, psi. Como su nombre indica, la presión media de tratamiento de superficie es la presión de tratamiento de superficie media en cada etapa frac hidráulico. ISIP también se puede obtener después de cada tratamiento etapa frac hidráulico.
•••
Ejemplo Una etapa frac se completó en Barnett Shale y se obtuvo los datos que figuran a continuación al final de la etapa frac. Calcula presión total fricción para esta etapa. presión de tratamiento de superficie medio en la etapa de 5 8650 psi, ISIP 5 4500 FP psi T 5 superficie Promedio presión de tratamiento 2 ISIP 5 8650 2 4500 5 4150 psi partir de este ejemplo, 4150 psi indica la presión de fricción total, que consta de tubo, la perforación, y las presiones tortuosidad durante la etapa. Esto básicamente indica que de 8650 psi de presión media de tratamiento de superficie, 4150 psi es la presión total de fricción. En este ejemplo, la presión de fricción total es de aproximadamente 48% de la presión promedio de tratamiento. Esto ilustra la importancia de calcular y entender las presiones de tubería, de perforación, y tortuosidad de fricción. Tenga en cuenta que 4150 psi sí incluye el impacto de FR utilizada durante el trabajo frac. Como se discutió previamente, sin el uso de FR bombeo de una etapa frac agua mancha a un ritmo elevado sería imposible.
Presión de la tubería de fricción (psi) presión de fricción de tubería puede calcularse excluyendo impactos FR. Sin embargo, es mucho más importante para obtener la presión de fricción en la tubería después de FR se añade al fluido de fracturación bombeado en el pozo. Este cálculo depende del tipo de FR proporcionado por la empresa de servicios. Hay varias herramientas que se pueden utilizar para aproximar la presión fricción de la tubería dependiendo del tipo de FR utilizado. Las empresas de servicios suelen realizar pruebas de laboratorio para comprender el impacto de su producto FR particular, de la presión, y para cuantificar la reducción de la presión causada por la FR. La reducción de la presión de cada reductor de fricción varía dependiendo del tipo y el fabricante del producto.
PRESIÓN PERFORACIÓN fricción (psi) Además de la tubería de presión de fricción, que es una de las principales consideraciones en el diseño de tratamiento fracturación hidráulica, la fricción perforación
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
la presión es otro parámetro importante en el diseño de la fracturación hidráulica que necesita ser calculado y considerado. presión Perforación fricción se puede calcular utilizando Eq. (9,8) si se conoce la presión óptima perforación fricción para un área particular.
La ecuación 9.8 Perforación de presión por fricción.
Q 5 Caudal, bpm ρ 5 densidad del fluido, ppg
do re 5 Coeficiente de descarga, coeficiente de redondez de perforación jet Suponga do re de 0,8 0.85
re pag 5 diámetro de los agujeros (diámetro de agujero), pulgadas norte 5 El número de perforaciones (orificios). En Eq. (9,8) , Como velocidad de la bomba (velocidad de flujo) y el aumento de la densidad del fluido, perfo-
ración de presión por fricción también aumentará. Por otra parte, como el número de perforaciones (orificios) y aumentos de perforación de diámetro, perforación de presión por fricción disminuirá. diámetro de los agujeros también se conoce como el diámetro de entrada hoyos (EHD). Coeficiente de descarga es la medida de la eficiencia de la perforación cuando el fluido pasa a través de las perforaciones. Normalmente, un coeficiente de descarga de 0,6 se supone para las nuevas perforaciones y un coeficiente de descarga de 0,85 se supone para perfs erosionadas.
•••
Ejemplo Calcular la presión de perforación fricción con los siguientes datos: Q 5 85 bpm, ρ 5 8.5 ppg, coeficiente de descarga de 0,8, re pag 5 0.42 v, norte 5 40
presión de fricción Perforación 5 0: 2369 3 Q 2 3 ρ
0: 83285 3 doce y cuarenta y dos 4 3 40 2 5 457 psi do d2 3 re p4 3 norte 2 5 0: 2369 2 3 8: 5
disparos abiertos perforaciones abiertas se refieren al número de perforaciones que son realmente abierta durante un tratamiento de etapa frac. Al comienzo del desarrollo de esquisto no convencional, algunas empresas utilizan hasta 90 perforaciones
Análisis de presión fractura y Perforación Diseño
129
(agujeros en la carcasa) por etapa de tratamiento. ¿Quiere decir esto que todas las perforaciones están abiertos durante el tratamiento? Absolutamente no. Esto es principalmente por qué la industria bajó el número de perforaciones en un intento de mejorar el número de perforaciones que permanecen abiertas durante el tratamiento. Cada agujero sola puede tardar hasta 1 3 bpm dependiendo de la formación. las tasas de bombeo diseñados para trabajos frac agua slick son por lo general en cualquier lugar entre 70 y 100 latidos por minuto. Por lo tanto, los ingenieros de terminación realizar diversos cálculos para obtener la óptima eficiencia en el diseño y la Potencia a fin de tener el mayor número de agujeros abiertos como sea posible durante una etapa de tratamiento frac.
La ecuación de perforación fricción a la presión puede ser reorganizado y el número de orificios abiertos (perfs) se puede calcular utilizando Eq. (9,9) si se conoce la presión óptima perforación fricción para un área particular.
La ecuación 9.9 Número de perforaciones abiertas (agujeros).
eficiencia de los disparos eficiencia Perforación se refiere al porcentaje de orificios abiertos, ya sea antes o después de un trabajo frac. Típicamente, la eficiencia de la perforación durante las tareas de frac hidráulicos varía de 30% a 80%. Si la eficiencia de la perforación 80% se puede obtener de una etapa frac, se considera que es un diseño de perforación excepcional. Si el número diseñado de perforaciones por etapa es de 45 hoyos, en promedio 50 60% de los agujeros podría ser abierta durante el trabajo frac. Esto significa estimulación frac hidráulico sólo han tenido lugar a través de 23 27 hoyos fuera de los originales 45 hoyos. Por lo tanto, es importante entender que la eficiencia de perforación depende del diseño de perforación, el tipo de formación / heterogeneidad, fracturación natural, y las tensiones alrededor de las zonas estimuladas altamente. Estos factores podrían toda impacto de la eficiencia de los disparos que se puede obtener de un pozo. eficiencia Perforación se puede calcular utilizando Eq. (9,10) .
La ecuación 9.10 eficiencia de los disparos.
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
DISEÑO DE PERFORACIÓN Otro concepto importante en el diseño de la fracturación hidráulica es el número de agujeros por etapa. Diseñar el número de agujeros por etapa en un depósito convencional es completamente diferente que en un depósito de esquisto no convencional. La entrada limitada es un término de la técnica utilizado en la industria y se conoce como la práctica de limitar el número de perforaciones (agujeros) en una etapa de finalización para ayudar al desarrollo de la presión de perforación fricción durante un tratamiento de estimulación frac. El “atragantamiento” efecto produce de nuevo la presión en la carcasa, lo que permite la entrada simultánea de fluido de fracturación en varias zonas de diferente en los estados de estrés in situ. la distribución del tratamiento entre las zonas puede ser controlado a un grado. entrada Limited se sabe que aumenta la eficiencia de la perforación, y como resultado, la producción en yacimientos de esquisto no convencionales (Cramer, 1987). La entrada limitada se puede lograr utilizando los siguientes pasos:
1. Determinar la presión de fricción de una sola perforación para la limitada
diseño de la entrada. Un valor de al menos 200 300 psi se recomienda ya que un valor de esta magnitud debe ser perceptible en la presión total surfacetreating. 2. Una vez que se elige la presión de fricción, resolver para tarifa por perforación a
determinar la tarifa por perf ( Q / N). Esta nueva ecuación proporciona la tarifa por perforación necesaria para desarrollar la presión de fricción de una sola perforación.
presión de fricción original perforación 5 PAG F 5 0: 2369 3 Q 2 3 ρ
do d2 3 re p4 3 norte 2
Eq. (9,11) se pueden obtener por la reordenación de la presión de perforación fricción y despejando Q / N.
La ecuación 9.11 Q / N en el diseño de entrada limitada.
Tenga en cuenta que el valor de presión por fricción en una sola perforación debe ser elegido sobre la base del éxito de la producción en un área (conociendo la historia de tasas de inyección y número de perforaciones en diferentes pozos).
131
Análisis de presión fractura y Perforación Diseño
Tabla 9.1 Entrada limitada Ejemplo de diseño
Número de Perfs
Pulsaciones (ppm)
20
32
25
40
30
49
35
57
40
sesenta y cinco
45
73
50
81
•••
Ejemplo Calcula la velocidad deseada por perf ( Q / N) si 260 psi es la presión de fricción perforación deseada por perf asumiendo los siguientes datos:
re 5 0.42 ”, do re 5 0,80 (coeficiente de redondez de perforación jet, 1,0 es redonda), PAG F 5 260 psi, ρ 5 8.33 lb / gal
q Q norte 5
re 2 p 3 do re 3 0: 487
q
ffiffiffi PAG F
ρ
5
ffiffiffiffiffiffi 260
doce y cuarenta y dos 2 3 0: 8 3
08:33
0: 487
5 1: 6 bpm = perf
Sobre la base de la tasa calculada por perforación, la velocidad de inyección para el tratamiento de fracturación de entrada limitada se puede determinar teniendo en cuenta la presión máxima admisible de tratamiento de superficie. A partir de este ejemplo, Tabla 9.1 puede ser construido. Esta tabla muestra el número de perforaciones requeridas en diversas tasas de inyección si 260 psi por perforación es elegida para ser la presión de perforación de fricción deseado.
NÚMEROS DE agujeros (perforaciones) y la técnica de acceso limitado
Agujeros en fracing también se conocen como perforaciones (perforaciones). El número de agujeros es importante en un diseño frac. Era la creencia de la industria que más agujeros se traduciría en una mayor productividad por tener más entradas de depósito en depósitos de esquisto no convencionales. Sin embargo, el tiempo y los datos de producción reales han demostrado lo contrario. La entrada limitada se cree que resulta en una mayor eficiencia y producción perf. entrada limitada significa la obtención de más o menos 2 bpm (tasa) o más de cada orificio. En la entrada limitada
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La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
técnica, EHD en la carcasa actúa como un estrangulador. Durante una etapa frac, la tasa de flujo estrangulado a través de un número limitado de orificios produce la contrapresión. Como resultado, de nuevo los impactos de presión la presión de propagación de la fractura. Hasta cierto punto, esto dará lugar a una distribución de tratamiento controlado entre zonas fracturadas. El número de agujeros por grupo depende de la longitud de la pistola perf. Por ejemplo, si un 1 0 gun perf se utiliza y 6 disparos por pie son la densidad de disparos diseñado, 6 disparos (agujeros) serán utilizados en cada grupo. Si hay 6 grupos en una etapa frac, 36 hoyos se utilizan para una etapa particular. La longitud de la pistola perf varía entre 1 0 y 3 0
dependiendo del operador.
Diámetro de los agujeros Y PENETRACIÓN Un diámetro de perforación utilizado frecuentemente en yacimientos de esquisto puede oscilar entre aproximadamente 0,42 v y 0,58 v. Un 0,42 v EHD significa que cada agujero creado en la carcasa tiene un diámetro de 0,42 v. Además, la penetración nominal depende del tipo / tamaño, fabricante de la pistola de perforación, y la cantidad de explosivos utilizados en cada pistola. Una penetración nominal común obtenido en formaciones de esquisto varía entre 7 v y 45 v. disparos penetración profunda se cree que ayuda derivación el daño cerca del pozo (por ejemplo, daños en la piel de la perforación) y estar más cerca de la roca virgen con el fin de establecer las fracturas iniciales.
EROSIÓN PERFORACIÓN Otro tema importante en el mundo fracturación hidráulica es la erosión de la perforación. ¿Tiene cada agujero que tiene un cierto diámetro (por ejemplo, 0,42 v) siendo el mismo tamaño después de bombear miles de libras de agente de sostén? La respuesta es no, porque las perforaciones se erosionan y se hacen más grandes. presión Perforación rozamiento depende de la velocidad de erosión. Como perforaciones erosionan, perforación de presión por fricción disminuirá. Como se discutió anteriormente, el coeficiente de descarga en la ecuación de perforación fricción a la presión tiene en cuenta si las perfs son nuevos o erosionado en el cálculo de la presión de fricción perforación.
Análisis de presión fractura y Perforación Diseño
133
Cerca del pozo FRICTION PRESIÓN (NWBFP) Cerca del pozo de presión de fricción (NWBFP) es otro término usado para indicar la pérdida de presión total de cerca del pozo. NWBFP es la suma de la presión de perforación fricción y tortuosidad. Eq. (9,12) se utiliza para calcular NWBFP.
La ecuación 9.12 presión de fricción cerca del pozo.
Hasta ahora, la presión total de fricción ha sido discutido como sigue:
frictionpressure total 5 frictionpressure tubería 1 frictionpressure perforación 1 tortuosidad
Presión de fractura EXTENSIÓN la presión extensión de la fractura se conoce como la presión dentro de la fractura (s) que hace que las fracturas crecen a medida que continúa el bombeo. En otras palabras, la presión extensión de la fractura es la presión requerida para extender las fracturas existentes. A fin de mantener las fracturas abiertas, mientras que ganando longitud, altura y anchura, la presión extensión de la fractura debe ser mayor que la presión de cierre de la formación. Fractura presión extensión puede ser pensado agujero tratamiento de la presión como fondo (BHTP). Estos términos se utilizan indistintamente.
La ecuación 9.13 Fractura presión extensión.
presión de cierre presión de cierre es la presión mínima necesaria para mantener las fracturas abiertas. En otras palabras, la presión de cierre es la presión a la que la fractura se cierra sin agente de sostén en su lugar. Por ejemplo, durante un hidráulico
134
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
fracturando tratamiento, esfuerzo de cierre en la zona productiva debe ser superior al BHTP para crecer una fractura existente. Esto significa que BHTP tiene que ser mayor que la tensión de cierre de la zona productiva. Dificultad para iniciar una etapa durante los trabajos de fractura podría ser debido a que no exceda esfuerzo de cierre debido al alto esfuerzo de cierre en la zona de interés. Como resultado de ello, se recomienda a la tierra del pozo en una zona que tiene mayor presión de cierre encima y por debajo en un intento de mantener las fracturas contenida. presión de cierre se puede suponer que ser el mismo que el esfuerzo horizontal mínimo. La determinación de la presión de cierre es extremadamente importante en un diseño de fracturación hidráulica, ya que ayuda a los ingenieros a determinar el tipo de arena necesaria para el trabajo. presión de cierre se puede determinar a partir de una prueba de DFITor-tasa de paso.
Un ensayo de velocidad de paso se realiza antes de que el trabajo frac y se utiliza para determinar la presión de extensión de la fractura ( PAG EXT). presión extensión de la fractura es normalmente ligeramente superior a la presión de cierre de la fractura. El primer método para determinar la presión de cierre es una prueba de paso-up, que es parte de una prueba de tasa paso. Por lo tanto, esta prueba es útil en averiguar el límite superior de la presión de cierre.
Procedimiento 1. El agua se bombea normalmente utilizando la tarifa más baja posible una bomba puede
manejar (por lo general 0,5 1 bpm). Una vez que se ha alcanzado la velocidad deseada, esperar a la estabilización de la presión y luego registrar la presión exacta y la velocidad.
2. Después de conseguir la presión exacta y la velocidad, intensificar la tasa a 1,5, 2, 3,
5, y 10 bpm y registrar la presión estabilizada a cada tasa. Si se hace correctamente, esta prueba es muy fácil de realizar. Tenga en cuenta que esta prueba se debe hacer antes de iniciar el tratamiento para obtener resultados precisos. La realización de esta prueba después de un tratamiento de etapa frac producirá resultados inexactos que no pueden ser utilizados para determinar la presión de cierre. Fig. 9.3
ilustra cómo determinar la presión extensión de la fractura, que se puede utilizar para estimar un valor límite superior para la presión de cierre. Esta prueba por lo general tarda 15 minutos para llevar a cabo. El segundo método que se puede utilizar para determinar la presión de cierre es una prueba falloff inyección. En esta prueba, se inyecta el fluido a una velocidad constante y el pozo está entonces cerrada. La presión será naturalmente caer por debajo de la presión de cierre, y, finalmente, las fracturas de cerca. La permeabilidad de la formación determinará el tiempo de cierre. Cuanto menor es la permeabilidad, más tiempo se tarda en llegar a la presión de cierre. El tiempo para alcanzar el cierre es una
135
Análisis de presión fractura y Perforación Diseño
extensión de la fractura
BHP (psi)
presión
Pulsaciones (ppm)
Figura 9.3 Fractura presión extensión.
en función del tiempo de la bomba y la permeabilidad estimada. Dado que este tipo de prueba requiere más tiempo de cierre para depósitos de esquisto no convencionales debido a la baja permeabilidad, la aplicación práctica se limita a depósitos perm superiores. El tiempo para alcanzar el cierre se puede aproximar utilizando Eq. (9,14) .
La ecuación 9.14 Tiempo para alcanzar cierre (Barree, 2013).
bomba de tiempo 5 permeabilidad minutos estimado 5 Maryland.
•••
Ejemplo Calcular el tiempo para alcanzar el cierre si 5 minutos de tiempo de la bomba se llevó a cabo en la roca 0,003 y 0,03 md:
Es hora de cierre @ 0: 003md 5 0: 3 3 tiempo de bombeo
ondulación permanente prevista 5
0: 3 3 5 0: 003 5 500 min 5 08:33 h Es hora de cierre @ 0:03 md 5 0: 3 3 tiempo de bombeo
ondulación permanente prevista 5 0:0:03 335
5 50 min 5 0: 833 h
Cierre-en la presión inferior hoyos ( y- eje) se representa gráficamente frente raíz cuadrada del tiempo ( X- eje) para determinar la presión de cierre de la fractura. La presión de cierre de la fractura es el punto en el que el flujo se desvía de una línea recta.
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
•••
Ejemplo Estimar la presión de cierre de la fractura utilizando Tabla 9.2 :
Tabla 9.2 Bottom-Hole presión (BHP) Versus Sqrt Ejemplo (Tiempo) Shut-in
BHP
Sqrt (Tiempo)
min
psi
min
0
4300
0.00
1
4073
1.00
4
3840
2.00
6
3740
2.45
8
3605
2.83
10
3470
3.16
12
3350
3.46
BHP ( y- eje y) frente raíz cuadrada del tiempo ( X- eje) necesita ser trazado. La presión de cierre se ilustra en la Fig. 9.4 donde la línea trazada desvía de la línea lineal. En este ejemplo, la presión de cierre es de aproximadamente 3600 psi.
determinación de la presión de cierre
5000 4500 4000
BHP (psi)
3500 3000 2500
Salida de línea lineal
2000 1500 1000 500
0 0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00
Sqrt (tiempo), min
Figura 9.4 determinación de la presión de cierre de prueba de inyección caída-off. 136
Otro método utilizado comúnmente para calcular la presión de cierre es a partir del análisis DFIT, que se tratarán en detalle más adelante en el libro.
Análisis de presión fractura y Perforación Diseño
137
presión neta presión de la red es una de las presiones más importantes a considerar en la fracturación hidráulica. presión de la red es la energía necesaria para la propagación de fracturas y la creación de anchura durante el trabajo frac y se refiere al exceso de presión sobre la presión frac requerida para extender las fracturas. presión de la red es esencialmente la diferencia entre la presión de fluido de fracturación y la presión de cierre y es el mecanismo de accionamiento detrás de crecimiento de la fractura. La mayor presión en el interior de una fractura, el más potencial existe para el crecimiento. La presión neta término sólo se utiliza cuando la fractura es abierta. Si la fractura se cierra, la presión neta es igual a 0. presión neta depende de varios parámetros tales como el módulo de Young, la altura de la fractura, la viscosidad del fluido, la velocidad de fluido, longitud total de fractura, y presión de la punta. Eq. (9,15) o
Eq. (9,16) .
La ecuación 9.15 presión de la red, la ecuación 1.
PAG red 5 presión neta, BHTP psi 5 Bottom-agujero presión de tratamiento, psi
PAG do 5 presión de cierre (estrés horizontal aproximadamente mínimo), psi BH ISIP 5 Bottom-agujero ISIP, psi, BH ISIP 5 ISIP 1 PAG h.
La ecuación 9.16 presión de la red.
mi 5 módulo, psi de Young h 5 altura de la fractura, pies
Q 5 Tasa, bpm L 5 Longitud total de fractura, ft PAG propina 5 Fractura presión de la punta, psi. Como puede verse a partir Eq. (9,16) , El módulo de Young se eleva a la poder de 3/4 mientras que la tasa de fluido, la viscosidad, y la longitud total de la fractura son
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Sólo elevado a la potencia de 1/4. Esto muestra que el módulo de Young tiene más impacto en presión de la red en comparación con la viscosidad, la velocidad y longitud. Como resultado, la medición el módulo de Young de una formación es un parámetro clave en la propagación de la fractura. presión de fractura de punta es una cantidad que no es fácil de encontrar, sin embargo, diferentes simulaciones numéricas en función de una amplia gama de supuestos (por ejemplo punta de la fractura con o sin retraso fluido) proporcionarán las estimaciones de la presión de la punta de la fractura, Bao et al. (2016). En la fracturación hidráulica, una zona de brecha dinámica entre punta de la fractura y fluido de fracturación tras la punta existe lo que puede afectar la presión de punta de la fractura.
Cuando la presión neta ( y- eje y) frente al tiempo ( X- eje y) se traza en el registro gráfico log durante un tratamiento de etapa frac vivo, un diagrama de presión de la red puede ser construido. Un gráfico de presión de la red se denomina también como un gráfico de Nolty, y se utiliza durante el tratamiento frac hidráulico para seguir diversas tendencias de la presión a lo largo de la etapa. tablas de presión de la red se utilizan para estimar el comportamiento de varios propagación de fracturas en diferentes puntos en el tiempo. Como se discutió previamente, ya que la presión neta es el mecanismo de conducción detrás del crecimiento de la fractura, que puede ser utilizado para predecir la dimensión de la fractura. Representantes de la compañía en el campo dependen en gran medida en el gráfico Nolty durante el tratamiento ya que es muy precisa en yacimientos convencionales. En yacimientos no convencionales, esta tabla sigue siendo una herramienta útil para determinar la propagación de la fractura, pero no es tan preciso como lo es en los depósitos convencionales. Fig. 9.5 muestra el concepto de presión de la red durante el tratamiento, que puede ser utilizada para tomar decisiones críticas.
•
Si la respuesta de la presión en el gráfico Nolty es similar a la tendencia # 1, es una indicación de altura contenida y extensión de la longitud sin restricciones durante el tratamiento (pendiente ligeramente positiva).
•
Si la pendiente de la línea de presión neta es cero (tendencia # 2), que representa la altura contenida y posiblemente hasta openning más fracturas con pérdida de líquidos. Indica una extensión de longitud
Registro de la presión neta
menos eficiente.
4 3 1
2
5
Iniciar sesión t
Figura 9.5 interpretación presión de la red. 138
Análisis de presión fractura y Perforación Diseño
•
139
Tendencia # 3 la respuesta de presión durante el tratamiento es una mala noticia porque la formación se da por vencido y hay una alta posibilidad de una punta de detección de salida (lijado-off) si la arena no se corta a tiempo.
•
Tendencia # 4 es básicamente una pantalla de salida completa y la sala de bombas tiene que estar listo para venir en línea tan pronto como la presión comienza a elevarse dramáticamente para evitar exceder los límites de presión en la tubería de revestimiento y equipos.
•
Tendencia # 5 ilustra el crecimiento vertical de la fractura incontrolada. presión neta normalmente oscila entre 100 y 1400 psi. En algunos casos, la presión neta podría ser mayor. Si la presión neta es mucho mayor que 1400 psi, esto podría ser debido a la restricción cerca del pozo o gran plasticidad punta.
•••
Ejemplo Estimar la presión neta si se obtiene la presión de cierre de una prueba de velocidad de paso para ser 6.500 psi y ISIP es 4700 psi. El pozo tiene una TVD de 6800 ' y se utiliza un fluido frac de 8,8 puntos por partido para bombear el trabajo.
BH ISIP 5 ISIP 1 PAG h 5 4700 1 re 0: 052 3 8: 8 3 6800 Þ 5 7811 psi PAG red 5 BH ISIP PAG do 5 7811 2 6500 5 1312 psi
Presión de la superficie-TRATAMIENTO (STP, psi) presión de tratamiento de superficie (STP), también conocida como boca de pozo tratamiento de la presión (WHTP) es la presión a la superficie durante un tratamiento de fracturación hidráulica. STP durante un tratamiento de fracturación hidráulica es la presión en tiempo real obtenida desde el transductor de presión superficial sobre la línea principal. Un transductor utiliza pulsación para obtener la presión en tiempo real durante un tratamiento de la fractura hidráulica. la presión de tratamiento superficial se puede estimar usando Eq. (9,17) .
La ecuación 9.17 -Tratamiento de la superficie de presión.
BHTP 5 Bottom-agujero presión de tratamiento, psi
PAG F 5 La presión total fricción, psi PAG h 5 La presión hidrostática, psi
PAG red 5 presión neta, psi.
140
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Es importante estimar la presión de tratamiento de superficie con el fin de tener suficiente potencia hidráulica (HHP) en el sitio durante el trabajo frac. El HHP necesaria para el trabajo es una función de la tasa de tratamiento de superficie y la presión de tratamiento de superficie. Una vez que se estima la presión de tratamiento de superficie y se conoce la tasa diseñado, HHP puede calcular utilizando Eq. (9,18) .
La ecuación 9.18 caballos de fuerza hidráulica.
WHTP 5 Wellhead-tratamiento de la presión, psi R 5 tasa de tratamiento superficial, latidos por minuto.
Reordenando la ecuación de la presión de tratamiento de superficie, BHTP puede resolverse como se muestra en Eq. (9,19) .
La ecuación 9.19 BHTP reorganizado.
•••
Ejemplo Usted es el ingeniero de terminación responsable de determinar la presión surfacetreating esperado para un tratamiento de fracturamiento hidráulico en un campo de baja permeabilidad con los siguientes datos. Suponiendo una tasa diseñada de 80 latidos por minuto, la cantidad de caballos de fuerza hidráulica se necesita para el trabajo? Si ha HHP 2250, el número de bombas será necesaria cada bomba para el trabajo?
ISIP 5 7500 psi (de prueba DFIT), TVD 5 10500 ', la densidad del agua 5 8.6 ppg, fricción en la tubería
presión 5 4221 psi (calculado asumiendo FR 1 gpt, 80 bpm, 20000 ' MD pipa y 4.778 ” ID carcasa), re pag 5 0.42 ”, norte 5 36 perfs, do re 5 0,8, Δ PAG red 5 0 psi (Suponga presión neta es 0)
Paso 1. Calcular la presión hidrostática: PAG h 5 0: 052 3 ρ 3 TVD 5 0: 052 3 8: 6 3 10; 500 5 4696 psi
Paso 2. Calcula gradiente frac: FG 5 ISIP 1 presion hidrostatica TVD
5 7500 1 4696
10; 500 5 1:16 psi = ft
Paso 3. Calcular BHTP: BHTP 5 gradiente de frac 3 TVD 5 uno y dieciséis 3 10; 500 5 12; 180 psi
Etapa 4. Calcular la presión de fricción perforación:
Potencia de fricción 5 0: 2369 3 Q 2 3 ρ
0: 83280 3 doce y cuarenta y dos 4 3 36 2 5 505 psi do d2 3 re p4 3 norte 2 5 0: 2369 2 3 8: 6
141
Análisis de presión fractura y Perforación Diseño
Paso 5. Calcular STP: STP 5 BHTP 1 PAG F 2 PAG h 1 PAG red 5 12; 180 1 re 4221 1 505 Þ 2 4696 1 0 5 12; 210 psi
Paso 6. Calcular HHP necesaria para el trabajo:
HHP 5 WHTP 3 R 40: 8 5 12; 210 3 8040: 8 5 23; 941 psi Paso 7. Calcular el número total de bombas si cada bomba es 2250 HHP: # Total de bombas 5 23; 941
2250 5 10: 6
Normalmente se añade un factor de seguridad del 20% para el número calculado para asegurarse suficiente HHP está disponible en el caso de que algunas de las bombas de mal funcionamiento durante el trabajo. Por lo tanto, se necesitarán 13 bombas para este trabajo. Tenga en cuenta que la presión de perforación fricción calculada anterior supone que todas las perforaciones están abiertos y teniendo el fluido durante el tratamiento. Se recomienda tomar algún precaución y se supone que sólo un porcentaje de las perforaciones totales diseñado estará tomando fluido (por ejemplo 60%) y como resultado estimar la nueva presión perforación fricción.
Para dar una perspectiva sobre HHP utiliza durante un trabajo frac hidráulico asumiendo 16 bombas para el trabajo con 2250 HHP para cada bomba, esto es equivalente a aproximadamente 72 Corvettes.
Capítulo Diez
Diseño tratamiento de las fracturas
INTRODUCCIÓN Ahora que el concepto de diversas presiones se ha discutido, el siguiente tema que será discutido es el diseño del tratamiento de fracturas. En este capítulo del libro, se presentarán varios conceptos y cálculos horario frac para diseñar un programa de tratamiento frac que se puede utilizar en el campo para bombear un trabajo frac. En este capítulo se centrará principalmente en el diseño de un programa de tratamiento de agua y la fractura de espuma resbaladiza por ejemplo, los problemas que pueden ser seguidas y aplicadas. El flujo de trabajo presentado en este capítulo se puede utilizar para generar y aplicar diferentes esquemas de tratamiento de la fractura para probar diferentes diseños de las terminaciones.
FACTOR volumen absoluto (AVF, GAL / LBS) factor de volumen absoluto (AVF) se refiere al volumen absoluto que un sólido ocupa en agua. Por ejemplo, vertiendo 1 lb de arena Ottawa (2.65 gravedad específica) en 1 galón de agua desplazará 0,0453 galones de agua. El factor de volumen absoluto depende de la densidad del fluido frac y la gravedad específica del agente de sostén usado, y se calcula utilizando
Eq. (10.1) .
La ecuación 10.1 factor de volumen absoluto.
AVF 5 factor de volumen absoluto, gal / lb ρ F 5 densidad del fluido, SG ppg 5 Peso específico de agente de sostén. Como puede verse a partir de la ecuación AVF, como la gravedad específica y el aumento de la densidad del fluido, AVF disminuye.
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
DOI: http://dx.doi.org/10.1016/B978-0-12-849871-2.00010-1
© 2017 Elsevier Inc. Todos los derechos reservados.
143
144
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
•••
Ejemplo Calcular el factor de volumen absoluto de arena Ottawa con SG de 2,65 teniendo en cuenta la densidad de agua dulce de 8,33 PPG.
factor de volumen absoluto 5
1 8:33 3 2:65 5 0: 0.453 gal = lb
Nota: 0,0453 gal / lb se utiliza comúnmente para los horarios de diseño de fracturamiento hidráulico cuando
arena normal se utiliza. Calcular el factor de volumen absoluto de bauxita sinterizada con una gravedad específica de 3.4 (agua dulce suponiendo).
1 8:33 3 3: 4 5 0: 0.353 gal = lb
factor de volumen absoluto 5
Entran (slurry) versus líquido FRAC LIMPIEZA En las operaciones de fracturación hidráulica, se utilizan con frecuencia dos términos. El primero se denomina volumen limpio, lo que significa que solamente el agua y los productos químicos completar el volumen. El segundo término comúnmente utilizado es sucio (slurry) de volumen, lo que significa combinaciones de agua, arena, y los productos químicos completar el volumen. En adición, tasa de limpieza se refiere a la tasa de la parte limpia (agua y productos químicos) y la tasa sucia se refiere a la tasa del lado sucio (agua, arena y productos químicos). La tasa de suspensión se lee típicamente de un medidor de flujo situado en la licuadora y la tasa de limpieza se calcula normalmente utilizando Eq. (10.2) .
La ecuación 10.2 tasa limpia.
Purines y tasa de limpieza 5 concentración Sand bpm 5 PPG AVF 5 factor de volumen absoluto, gal / lb.
•••
Ejemplo Calcular tasa limpio durante una concentración de arena 3-PPG si el tipo de suspensión es de 94 bpm (de medidor de flujo) y arena Ottawa (SG 5 se está utilizando 2,65).
FAV para la arena de Ottawa 5
1 2:65 3 08:33 5 0: 0.453 gal = lb
145
Diseño tratamiento de las fracturas
tasa limpia 5
arena 3 AVF Þ 5
tasa de lechada 1 1 re la concentración de
lpm
94 1 1 re 3 3 0: 0453 Þ 5 83
La tasa es limpia siempre menor que la tasa de suspensión porque si solamente el agua está siendo bombeada de fondo de pozo, la tasa será menor en comparación con la mezcla de agua y arena.
SLURRY (sucio) Densidad (PPG) densidad de la suspensión es la densidad del agua y la arena que están siendo bombeado el fondo del pozo. densidad de la suspensión tiene un impacto directo en la presión hidrostática dentro de la carcasa durante un trabajo frac. A medida que aumenta densidad de la suspensión, aumenta la presión hidrostática así. Si sólo agua está siendo bombeada de fondo de pozo, la presión hidrostática de la columna de agua se puede calcular usando la ecuación de la presión hidrostática. Sin embargo, cuando se añaden diversas concentraciones de arena para el agua en varias etapas de fracturación hidráulica, densidad de la suspensión debe ser considerado en el cálculo de la presión hidrostática.
La ecuación 10.3 densidad de la suspensión.
la densidad del fluido Base 5 concentración Sand ppg 5 PPG AVF 5 gal / lb.
Suponiendo todos los parámetros en la ecuación de la presión surfacetreating se mantiene constante durante una etapa de fracturación hidráulica, como densidad de la suspensión (concentraciones de arena) y aumento de la presión hidrostática, la presión surfacetreating debe disminuir. Esto es porque la presión de tratamiento superficial es inversamente proporcional a la presión hidrostática. Durante la etapa de descarga, después de todo el volumen de arena diseñado se pone de distancia y sólo fluido está siendo bombeado, la presión de tratamiento de superficie por lo general se incrementó (aumento de la presión depende de la concentración de arena). Esto es debido a la disminución de la presión hidrostática (cuando ya no se bombea arena), y como una presión resultado superficie de tratamiento creciente.
146
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
•••
Ejemplo Calcular densidad de la suspensión y la presión hidrostática de 2,5 ppg arena Ottawa mezclado con agua dulce a una profundidad vertical verdadera (TVD) de 7450 '. ¿Cómo se logrará mucha presión hidrostática si se corta la arena y el pozo se enjuaga con agua dulce solamente?
densidad de la suspensión 5 la densidad del fluido Base 1 conc arena:
1 1 re conc arena: 3 AVF Þ
5
PPG
08:33 1 2: 5 1 1 re 2: 5 3 0: 0453 Þ 5 9:73
La presión hidrostática del fluido de suspensión se puede calcular: PAG h; fluido de suspensión 5 0: 052 3 7450 3 9:73 5 3769 psi presión hidrostática de solamente el agua dulce también se puede calcular:
PAG h; agua dulce 5 0: 052 3 7450 3 08:33 5 3227 Por lo tanto psi:
el tratamiento de aumento de presión en la superficie 5 3769 2 3227 5 542 psi presión superficial aumentar Este ejemplo muestra la importancia de la concentración de arena en relación con surfacetreating control de la presión durante el trabajo frac. Tan pronto como se corta la presión hidrostática adicional creado por las diversas concentraciones de arena, la presión de tratamiento de superficie se incrementará.
ETAPA volumen de fluido limpio (BBLS) volumen Clean se refiere al volumen de agua y productos químicos. Etapa fluido limpio volumen es la cantidad de volumen limpio para cada concentración de agente de sostén etapa. Por ejemplo, después de terminar las etapas acidization y la almohadilla, se inicia la fase de agente de sostén. En frac agua slick, la concentración de agente de sostén etapa comienza con baja concentración agente de sostén de 0,1 0,25 PPG. Cada concentración etapa agente de sostén puede tener variando volumen limpio. Por ejemplo, a 500 barriles de fluido frac pueden ser el volumen limpio diseñado para una etapa agente de sostén 0,25 PPG. Después de la clasificación hasta una etapa agente de sostén 0,5 puntos por partido, el volumen limpia puede ser ahora 450 barriles dependiendo del diseño del trabajo. La cantidad de volumen limpio para cada concentración de agente de sostén etapa se determina a partir del área de superficie de contacto que le gustaría ser creado y se obtiene típicamente usando un software frac hidráulico o de un calendario optimizado diseñado utilizando datos de producción. La cantidad de agua a la bomba es también una función de la disponibilidad de agua y la facilidad de transporte, el espaciamiento entre pozos (espaciado interlateral), propiedades de formación, y la distancia de los pozos de producción adyacentes. A veces, en un intento de mitigar la comunicación fractura entre los nuevos pozos y pozos de producción en un área, las cantidades de arena y el agua se reducen tanto para evitar la interferencia de la fractura (también llamado frac hit). Por ejemplo, si un pozo horizontal ha estado produciendo durante los últimos cuatro años y una almohadilla que consta de seis pozos horizontales
147
Diseño tratamiento de las fracturas
será hidráulicamente fracturado justo al lado del pozo productor situado 750 0 además, es de vital importancia para ajustar el horario a medida para mitigar la comunicación de fractura con el empobrecido pozo cercano. Si el horario de arena no está diseñado para facilitar y alteró esta preocupación correctamente, esto podría tener una consecuencia perjudicial para la producción del pozo productor agotado.
ETAPA DE FLUIDO estiércol líquido (sucio) VOLUMEN (BBLS) Como se mencionó anteriormente, el volumen de suspensión se refiere al volumen de agua, agente de sostén, y productos químicos. Etapa volumen suspensión fluida a diferentes concentraciones de apuntalante se puede calcular y se proporciona para el personal de campo como parte de la programación frac. volumen de la suspensión es siempre más que el volumen de arena limpia ya que se considera parte del volumen. volumen Etapa suspensión fluida se puede calcular utilizando Eq. (10.4) .
La ecuación 10.4 volumen de la suspensión.
volumen limpia 5 BBLS concentración Sand 5 PPG AVF 5 gal / lb.
•••
Ejemplo Calcular el volumen necesario en sucio 2 ppg arena Ottawa si se utiliza 250 barriles de volumen limpio.
volumen sucia 5 volumen limpia 1 re conc arena: 3 volumen limpia 3 AVF Þ
5 250 1 re 2 3 250 3 0: 0453 Þ 5 273 barriles Como puede verse en el cálculo anterior, el volumen sucio es de 23 barriles más que el volumen limpio. Esto es porque el 2 ppg arena Ottawa se utiliza en esa etapa de tratamiento. Como la concentración de arena aumenta durante cada etapa, el volumen sucio aumenta también.
ETAPA agente de sostén (LBS) El siguiente paso en la creación de un horario frac es calcular agente de sostén etapa a diferentes concentraciones. agente de sostén etapa es básicamente la cantidad de
148
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
agente de sostén que necesita ser calculado a diversas concentraciones de la etapa de apuntalante. Por ejemplo, en 1 ppg concentración agente de sostén, agente de sostén etapa podría ser de 20.000 libras de arena en función del volumen limpio. agente de sostén etapa es una función de la concentración agente de sostén y el líquido etapa volumen limpio. agente de sostén fase se puede calcular utilizando Eq. (10.5) .
La ecuación 10.5 agente de sostén etapa.
etapa agente de sostén 5 lbs concentración Proppant 5 PPG Etapa volumen de líquido limpio 5 BBLS.
•••
Ejemplo Calcula agente de sostén etapa en 2 ppg concentración de apuntalante si 340 barriles de volumen limpio está diseñado para esta etapa agente de sostén particular. etapa agente de sostén 5 42 3 conc agente de sostén: 3 etapa fluido volumen limpio
5 42 3 2 3 340 5 28; 560 lbs
SAND por pie (LB / FT) Sand por pie es la cantidad de arena por pie que se puede calcular tanto en el escenario y los niveles así (suponiendo diseño geométrico).
La ecuación 10.6 Arena por pie.
AGUA POR PIE El agua por pie es la cantidad de agua por pie que se puede calcular tanto en el escenario y los niveles así (suponiendo diseño geométrico).
149
Diseño tratamiento de las fracturas
La ecuación 10.7 Agua por pie.
•••
Ejemplo En una región particular de la pizarra de Barnett, 800 lbs / pie de arena y 40 bbl / pies de agua ha sido determinada como la arena óptima y agua por pie sobre la base de los datos de producción reales en 400 ' espaciamiento etapa frac. Calcular la arena total y agua por etapa. arena total por fase 5 800 3 400 5 320; 000 libras de arena por etapa total de agua por etapa 5 40 3 400 5 dieciséis; 000 barriles de agua por etapa
La proporción de arena-agua (SWR, LB / GAL) la proporción de arena-agua es otro indicador importante en el diseño frac. arena total dividido por el total de agua por etapa producirá la relación arena-agua. Una relación más baja de arena-agua significa un mayor porcentaje de agua en relación con arena. Una proporción más alta de arena-agua indica etapas más agresivas mediante el bombeo de cantidades más altas de arena en relación con el agua. Típicamente, la relación arena-agua en fracs agua slick oscila desde 0,7 hasta 1,7. Una relación de arena-agua en los sistemas de tipo de fluidos más viscosos tales como puestos de trabajo reticulados podría ser mucho mayor.
La ecuación 10.8 relación de arena-agua (SWR).
arena total 5 lbs de agua total 5 galón
•••
Ejemplo Calcular la proporción de arena-agua para un pozo con 400.000 libras de arena por etapa y 8500 barriles de agua.
SWR 5 arena totales total de agua 5 400; 000 8500 3 42 5 01:12 lb = gal
150
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
AGUA SLICK PROGRAMA DE FRAC Terminaciones de los ingenieros de diseño trabajos de fracturación hidráulica. software de fracturación hidráulica diferente que se puede utilizar para diseñar un trabajo óptimo se encuentra disponible en la industria. El propósito de esta sección no es para cavar profundamente en la derivación de las ecuaciones y cálculos, pero para entender los conceptos básicos de un programa de frac transmitido al personal de campo para su ejecución. La idea detrás del diseño óptimo de la fractura es gastar la menor cantidad de dinero y obtener el máximo provecho del depósito mediante la estimulación y el contacto con la mayor cantidad roca del yacimiento como sea posible. La mejor y más completa de diseño se obtiene mediante la investigación de los pozos terminados y comparando estos datos con el rendimiento de la producción de los pozos. El modelado por ordenador se puede ejecutar para resolver para el diseño óptimo. Sin embargo,
Cada pozo horizontal se divide en varias etapas. El número de etapas para cada uno depende también de la longitud lateral. Normalmente, a medida que aumenta la longitud de laterales, el número de etapas aumenta también. Por ejemplo, un pozo con una 4000' longitud lateral podría tener 20 etapas frac (dependiendo del diseño), pero un pozo con un 8,000' longitud lateral podría tener 40 etapas frac. Por lo tanto, la fracturación hidráulica se produce a lo largo de múltiples etapas para estimular y en contacto con la mayor cantidad de volumen de recipiente roca como sea posible. Durante los trabajos de fracturación agua slick, cada etapa se puede utilizar en cualquier lugar de
150.000 a 800.000 libras de agente de sostén. La cantidad de agente de sostén de bombeo de fondo de pozo es enorme. Por ejemplo, un 8000' pozo horizontal que tiene 40 etapas y utiliza 400.000 libras de agente de sostén por etapa tendrá 16 millones de libras de arena. Además de agente de sostén, se necesitará agua. La cantidad media de agua por etapa depende de muchos factores de diseño tales como la longitud etapa, cantidad de arena, dificultad para tratamiento, etc. Típicamente, una etapa se puede usar en cualquier lugar entre 4000 bbls y 14.000 barriles de agua en trabajos de agua lisos. En trabajos reticulados, se requiere menos agua desde alta fluido viscoso lleva el fluido de suspensión en la formación. Por ejemplo, un 8000' pozo horizontal que tiene 40 etapas y utiliza 8000 barriles de agua por etapa tendrá 320.000 barriles (13,44 millones de galones) de agua.
151
Diseño tratamiento de las fracturas
•••
Ejemplo Llenar Tabla 10.1 utilizando los siguientes supuestos, y calcular la relación arena-agua, arena / ft, agua / ft,
cojín%,% de malla 100, y% de malla 40/70. tipo de agente de sostén 5 arena Ottawa, SG 5 2,65, Longitud del escenario 5 350 '
Etapa de cálculo suspensión de la muestra volumen de líquido @ 0,25 PPG y 600 bbls:
volumen sucia 5 volumen limpia 1 re conc arena: 3 volumen limpia 3 AVF Þ 5 600 1 re doce y veinticinco 3 600 3 0: 0453 Þ 5 607 barriles
% De cálculo total de la muestra volumen limpio @ 0,25 PPG y 600 bbls:
% Del volumen total de limpio 5 etapa fluido volumen limpio volumen total de limpio 3 100 5 600
8236 3 100 5 7: 3%
Etapa ejemplo de cálculo agente de sostén en 0.25 ppg y 600 bbls: etapa agente de sostén 5 42 3 conc agente de sostén: 3 etapa fluido volumen limpio 5 42 3 doce y veinticinco 3 600 5 6300 libras
% De cálculo total de la muestra agente de sostén en 0.25 ppg y 600 bbls:
% De agente de sostén total de 5 agente de sostén etapa agente de sostén totales 3 100 5 6300
396; 554 3 100 5 1: 6%
cálculo de la muestra tiempo de la etapa en 0.25 puntos y 600 barriles:
tiempo de la etapa 5 volumen suspensión fluida etapa tasa de bombeo
5 607 85 5 7:14 minutos
Arena por cálculo pie: Arena por pie 5 arena total por fase
longitud de la etapa 5 396; 554
350 5 = 1133lb ft
Agua por cálculo pie: Agua por pie 5 total de agua por etapa
longitud de la etapa 5 8236
350 5 24 barriles = ft
Sand-agua cálculo de la relación: SWR 5 arena totales total de agua 5 396; 554 8236 3 42 5 01:15 lb = gal
Almohadilla% cálculo:
almohadilla% 5
volumen de la almohadilla
volumen total suspensión de ácido y la bola excluyendo 3 100 5 410
7876 3 100 5 4: 94%
Tenga en cuenta que algunos ingenieros terminaciones sí incluyen volumen de ácido como parte del cálculo del volumen de la almohadilla, pero este ejemplo excluye volumen de ácido como un porcentaje del volumen de la almohadilla. Tabla 10.2 muestra el programa de agua resbaladiza completado para este problema. Este formato ejemplo, agua mancha es muy similar al esquema de tratamiento prevista la ejecución del trabajo en el campo. Como se discutió previamente, los volúmenes de arena y agua diseñados son
Totalcleanvolume 8236 350 299 299 360 380 389 379 350 455 365 365 450 500 450 550 375 550 600 410
60
300
bBLS
StageFluid
CleanVol
bBLS
bBLS
85bpm, StageFluid
lechada
%
% Etapa
OfTotal CleanVol
0
3
2.75 2.5 2.25 2
1.75 1.5 1.25 1
0.75 0.5 1.5 1.25 1
0.75 0.5 0.25 0
0
0
PPG
Prop
Conc. libras
etapa
Proppant
%
% OfTotal Prop.
libras
Prop
acumulativo.
min
bpm
27%
73%
%
bBLS350 340 336 401 419 424 409 374 481 381 377 460 534 475 575 388 562 607 410
60
300
bBLS
Vol
StageFluidSlurry
85bpm,
4.25 3.63 3.63 4.37 4.61 4.72 4.60 4.25 5.52 4.43 4.43 5.46 6.07 5.46 6.68 4.55 6.68 7.29 4.98 0,73 3.64
%
% OfTotalClean Vol Etapa
0
3
2.75 2.5 2.25 2
1.75 1.5 1.25 1
0.75 0.5 1.5 1.25 1
0.75 0.5 0.25 0
0
0
Prop
PPG
Conc ..
Arena / ft Agua / ft Stagelength 118,4
34535 35910 27.857 23888 11498 31.500 23625 11813 37.674 37.800 32676 22.050 15330 23.100 11.550 9450 6300
Totalstagetim
0
(ft)
0
libras
0
etapa
0 Proppant
1133
24
350
e (m
%
0.0 9.5 8.7 9.5 9.1 8.2 7.0 5.6 6.0 3.9 2.9 2.4 7.9 6.0 5.8 3.0 2.9 1.6
OfTotal Prop.
en)
lb / ft
%
358880 286545 217959 168053 128835 396554 324345 250635 190103 144165 117338 107888 76388 29663 52763 17.850 6300
Bbl
0
0
libras
Prop
acumulativo.
0
4.12 3.99 3.95 4.71 4.93 4.99 4.81 4.40 5.66 4.49 4.44 5.41 6.3 5.6 6.8 4.6 6.6 7.1 4.8 0.7
0
20.0
min
bpm
154
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
depende en gran medida el éxito en cada zona, así el programa de arena económica óptima que produce el mayor valor presente neto (VPN). Por ejemplo, si el bombeo de cargas de arena y agua más altas en un campo particular daría mejores resultados de rendimiento y justifica así el gasto de inversión de capital adicional en las cargas de arena y agua más altos, más arena y agua cargas serán utilizados para esa área en particular. En esencia, el incremento de ganancia obtenida a partir de los resultados de producción debe justificar el gasto de capital adicional en las cargas de arena y agua más altas con el fin de justificar económicamente el bombeo de dichos horarios.
ESPUMA DE PROGRAMA Y CÁLCULOS FRAC mediciones de gas de nitrógeno se presentan en pies cúbicos estándar (SCF). Cuando se ejerce presión sobre el gas de nitrógeno, el volumen de gas nitrógeno disminuirá. En contraste, cuando se aplica calor para gas de nitrógeno, el volumen de gas nitrógeno se incrementará. El nitrógeno que se pone en el lugar durante los trabajos frac de espuma está en forma líquida. Cuando el nitrógeno se bombea el fondo del pozo, que estará expuesto a la presión y la temperatura a las condiciones de fondo de pozo. Puesto que la temperatura y la presión afectan a este gas de maneras opuestas, es muy importante utilizar condiciones de fondo de pozo para calcular el volumen de nitrógeno. tablas o gráficos factor de volumen se puede utilizar para calcular la cantidad de SCF de gas nitrógeno es igual a un barril de líquido. Para obtener el factor de volumen de nitrógeno en condiciones de fondo, el fondo del pozo presión de tratamiento (BHTP) y la temperatura estática inferior hoyos (BHST) deben estar disponibles.
Eq. (10.9) .
La ecuación 10.9 pies cúbicos estándar de nitrógeno por barril de líquido.
SCF / barril 5 pies cúbicos estándar de nitrógeno por barril de volumen Z factor de en condiciones estándar 5 1 temperatura Standard 5 520 R (60 1 460) BHTP 5 Bottom-agujero presión de tratamiento, psi Z 5 Factor de compresibilidad en el fondo del pozo condición BHST 5 Bottom-agujero temperatura estática, presión atmosférica F 5 14.7 psia.
155
Diseño tratamiento de las fracturas
Además, hay otras tablas y gráficos disponibles en varios manuales que se pueden utilizar para obtener el factor volumen de nitrógeno a diferentes presiones y temperaturas.
Volumen de espuma Volumen de espuma se puede calcular cuando está disponible el volumen de líquido limpio (volumen de agua). Volumen de espuma se calcula utilizando Eq. (10.10) .
ecuación 10.10 volumen de espuma.
volumen de espuma 5 volumen de BBL Liquid 5 el BBL FQ 5 calidad de la espuma,%.
•••
Ejemplo A frac espuma requiere un total de 600 barriles de volumen de espuma. Calcular el volumen limpio total (volumen de agua) requiere suponiendo una calidad de la espuma 70%.
volumen de espuma 5 volumen de líquido
re 1 2 FQ Þ - 600 5 volumen de 1líquido 2 70% 5 180 barriles de volumen de líquido
VOLUMEN DE NITRÓGENO
Antes de ser capaz de calcular el volumen de nitrógeno, el factor de volumen de nitrógeno a presión y temperatura de fondo de pozo debe ser conocido. Una vez que se calcula el factor de volumen de nitrógeno, el volumen de nitrógeno para el trabajo se puede calcular utilizando Eq. (10.11) .
ecuación 10.11 volumen de nitrógeno.
volumen de nitrógeno 5 volumen de espuma BBLS Clean 5 bBLS VF 5 factor de volumen de nitrógeno, SCF / barril FQ 5 calidad de la espuma,%.
156
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
•••
Ejemplo Calcular el volumen de nitrógeno suponiendo 625 barriles de volumen de espuma limpia utilizando los siguientes parámetros:
BHTP 5 2500 psi, BHST 5 125 F, FQ 5 70% Etapa 1) En primer lugar, el factor de volumen de nitrógeno a 125 F y 2500 psi deben obtenerse utilizando Eq. (10.9) . A partir de esta ecuación, factor de volumen de nitrógeno es 810 SCF / barril. Paso 2) Calcular el volumen de nitrógeno suponiendo calidad de la espuma 70%: volumen Nitrógeno 5 volumen de espuma limpia 3 VF 3 FQ 5 625 3 810 3 70% 5 354; 375 SCF
CONCENTRACIÓN DE ARENA LICUADORA Durante trabajos frac de espuma, la concentración de arena en la batidora debe ser mucho mayor que la concentración de arena en condiciones de fondo de pozo. Esto es porque el fluido de suspensión que lleva la arena de la licuadora se diluirá con nitrógeno. Por lo tanto, las concentraciones de arena licuadora necesitan ser calculado utilizando Eq. (10.12) .
ecuación 10.12 concentración arena Blender.
concentración arena Blender 5 concentración arena ppg BH 5 concentración arena Bottom-agujero, FQ ppg 5 calidad de la espuma,%.
•••
Ejemplo Las concentraciones de arena de fondo de pozo para un trabajo de espuma frac están diseñados a las 0,5, 1, 1,5, y 2 PPG. Calcular la concentración de arena licuadora a estas concentraciones suponiendo calidad de la espuma 75%.
concentración arena Blender @ 0: 5 5 0: 5
arena Blender concentración @ 1 5 1 concentración arena Blender @ 1: 5 5 1: 5
arena Blender concentración @ 2 5 2
1 2 75% 5 2 puntos por partido
1 2 75% 5 4 puntos por partido
1 2 75% 5 6 puntos por partido
1 2 75% 5 8 puntos por partido
157
Diseño tratamiento de las fracturas
FACTOR SLURRY (SF) factor de lodo es uno de los cálculos más importantes que se deben realizar para el diseño de un trabajo de espuma frac. Puesto que la concentración agente de sostén en el orificio inferior y licuadora son diferentes, el factor de suspensión a la superficie (licuadora) y el agujero inferior debe tanto ser calculado. Dado que la adición de arena para el fluido en el empleo de espuma disminuye la calidad de la espuma, el cálculo del factor suspensión se vuelve muy importante. El aumento de la concentración de arena disminuirá la tasa limpia en el diseño de una programación de trabajo espuma.
ecuación 10.13 factor de estiércol líquido (SF).
la concentración de arena 5 PPG AVF 5 factor de volumen absoluto, gal / lb.
•••
Ejemplo Calcular el factor de suspensión en el agujero de fondo y la superficie (licuadora) suponiendo arena regular con SG de 2,65 a diversas concentraciones de arena BH de 1 y 2 ppg, suponiendo calidad de la espuma 70%.
AVF 5
1 2:65 3 08:33 5 0: 0.453 gal = lb
factor de lodo @ 1 ppg BH conc: 5 1 1 re conc arena: 3 AVF Þ 5 1 1 re 1 3 0: 0453 Þ 5 1: 0453
factor de lodo @ 2 ppg BH conc: 5 1 1 re 2 3 0: 0453 Þ 5 1: 0906 Las concentraciones de arena inferior hoyos 1- y 2-PPG se calculan para ser 3,33 y 6,67 PPG concentraciones de arena en la licuadora, asumiendo calidad de la espuma 70%. factor de lodo @ 03:33 PPG mezclador conc: 5 1 1 re 03:33 3 0: 0453 Þ 5 1: 151 factor de lechada @ 6:67 PPG mezclador conc: 5 1 1 re 6:67 3 0: 0453 Þ 5 1: 302
RATE Clean (sin agente de sostén) tasa limpia (suponiendo que no hay agente de sostén) durante almohadilla tiene que calcular la hora de diseñar un trabajo de espuma frac. tasa limpio durante la almohadilla y sin agente de sostén se puede calcular utilizando Eq. (10.14) .
ecuación 10.14 tasa limpia (sin agente de sostén).
158
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
tasa limpia 5 Suponiendo que no hay agente de sostén, la tasa de latidos por minuto de espuma 5 También conocido como tasa de fondo de pozo, bpm FQ 5 calidad de la espuma,%.
•••
Ejemplo La velocidad de espuma para un trabajo de espuma está diseñado a 30 lpm. Calcular la tasa limpio durante almohadilla suponiendo calidad de la espuma 75%.
tasa limpia re sin agente de sostén Þ 5 velocidad de espuma 3 re 1 2 FQ Þ 5 30 3 re 1 2 75% Þ 5 7: 5 bpm
RATE limpia (CON agente de sostén) Una vez que se calcula la tasa limpia, sin agente de sostén, la tasa limpia con agente de sostén a diferentes concentraciones de fondo de pozo también debe calcularse en el diseño de un horario de arena para un trabajo de espuma frac. tasa limpia (con agente de sostén) se calcula utilizando Eq. (10.15) .
ecuación 10.15 tasa limpia (con agente de sostén).
tasa limpia agente de sostén 5 tasa limpia con agente de sostén, bpm tasa limpia sin agente de sostén 5 tasa limpio durante la almohadilla, BPM SF BH 5 factor de suspensión a la concentración de arena del fondo hoyos.
•••
Ejemplo La concentración de arena del fondo hoyos durante un trabajo de espuma frac está en 2 PPG. La velocidad de espuma diseño era 25 lpm. Suponiendo una calidad de la espuma 68% y arena regular con 2,65 SG, calcular la tasa limpio durante 2 ppg concentración arena del fondo hoyos. tasa limpia re sin agente de sostén Þ 5 velocidad de espuma 3 re 1 2 FQ Þ 5 25 3 re 1 2 68% Þ 5 8 lpm
factor de lodo 5 1 1 re la concentración de arena 3 AVF Þ 5 1 1 re 2 3 0: 0453 Þ 5 1: 0906
tasa limpia agente de sostén 5 tasa limpia sin agente de sostén re almohadilla Þ
SF BH
58
1: 0906 5 07:34 bpm
159
Diseño tratamiento de las fracturas
Velocidad de pulpa (CON agente de sostén) El siguiente cálculo importante en el diseño de un trabajo de espuma frac es la velocidad de pulpa con cálculo agente de sostén. tasa de suspensión con agente de sostén se puede calcular utilizando Eq. (10.16) .
ecuación 10.16 velocidad de pulpa con el agente de sostén.
velocidad de pulpa agente de sostén 5 velocidad de pulpa con lpm tasa de agente de sostén, Limpio sin agente de sostén 5 tasa limpio durante la almohadilla, BPM SF BH 5 factor de suspensión a fondo de arena hoyos concentración SF licuadora 5 factor de suspensión a la concentración de arena licuadora.
•••
Ejemplo Calcular tasa de suspensión con agente de sostén suponiendo una calidad de la espuma 72% y la tasa de limpio (sin agente de sostén) de 6 bpm durante 1,5 ppg concentración arena del fondo hoyos. Supongamos arena regular con SG de 2,65.
SF BH 5 1 1 re la concentración de arena 3 AVF Þ 5 1 1 re 1: 5 3 0: 0453 Þ 5 1: 068
concentración arena Blender 5 concentración arena BH 1 2 FQ
5 1: 5
1 2 72% 5 5:36 PPG
SF licuadora 5 1 1 re 05:36 3 0: 0453 Þ 5 1: 242
velocidad de pulpa agente de sostén 5 tasa limpia almohadilla
SF BH
3 SF licuadora 5 6
1: 068 3 1: 242 5 6:98 bpm
Dosis de nitrógeno (con y sin agente de sostén) El siguiente paso en el diseño de un trabajo de espuma frac es calcular la tasa de nitrógeno con y sin agente de sostén. tasa de nitrógeno sin agente de sostén se puede calcular utilizando Eq. (10.17) .
ecuación 10.17 tasa de nitrógeno (sin agente de sostén).
160
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
tasa de nitrógeno 5 Suponiendo que no hay agente de sostén, SCF / min velocidad de espuma sucia 5 velocidad de espuma Diseñado, VF bpm 5 factor de volumen de nitrógeno, SCF / barril FQ 5 calidad de la espuma,%.
Además, la tasa de nitrógeno con agente de sostén se calcula utilizando Eq. (10.18) .
ecuación 10.18 tasa de nitrógeno (con agente de sostén).
velocidad de espuma 5 valor de BPM de lechada 5 bpm VF 5 factor de volumen de nitrógeno, SCF / barril.
•••
Ejemplo Un trabajo espuma frac está programado para tener una velocidad de espuma de 32 bpm con una tasa de suspensión de 8,2 lpm. factor de volumen de nitrógeno se calculó en 1001 SCF / barril y calidad de la espuma programado para el trabajo es 70%. Calcular la tasa de nitrógeno con y sin agente de sostén para esta etapa particular. tasa de nitrógeno re almohadilla Þ 5 velocidad de espuma sucia 3 VF 3 FQ 5 32 3 1001 3 70% 5 22; 422 SCF tasa de nitrógeno = min re con el agente de sostén Þ 5 re velocidad de espuma sucia 2 velocidad de pulpa Þ 3 VF 5 re 32 2 8: 2 Þ 3 1001
5 23; 824 SCF = min
•••
Ejemplo Usted es un ingeniero de terminación responsable de diseñar un horario frac de espuma para una metano de carbón (CBM) también. Suponiendo las siguientes propiedades y horario, calcular el resto de la programación de espuma frac.
ISIP 5 2150 psi, la presión hidrostática 5 1350 psi, BHST 5 100 F, FQ 5 70%, SG 5 2.65 (Arena regular), velocidad de espuma sucia (orificio inferior) 5 30 lpm
etapa Nombre
BH Proppant Conc.
Sucia volumen de espuma
PPG
bBLS
ÁCIDO
0.00
6.0
ALMOHADILLA
0.00
40.0
20/40
1.00
30.0
20/40
1.50
30.0
20/40
2.00
30.0
20/40
2.50
30.0
20/40
3.00
30.0
ENJUAGAR
0.0
45.0
161
Diseño tratamiento de las fracturas
Paso 1) Calcular el factor de volumen de nitrógeno basado en BHTP y BHST:
BHTP 5 PAG h 1 ISIP 5 1350 1 2150 5 3500 psi factor de volumen de nitrógeno a 3500 psi y 100 F es aproximadamente 1139 SCF / barril utilizando
Eq. (10.9) . se proporciona el paso 2) la concentración de agente de sostén BH para cada etapa agente de sostén. Calcula licuadora concentración agente de sostén para cada concentración de agente de sostén mediante la siguiente ecuación.
concentración arena Blender 5 concentración arena BH 1 2 FQ
BH Proppant Conc.
Blender Proppant Conc.
PPG
PPG
ÁCIDO
0.00
0.00
ALMOHADILLA
0.00
0.00
20/40
1.00
1 / (1 70%) 5 3.33
20/40
1.50
1,5 / (1 70%) 5 5
20/40
2.00
2 / (1 70%) 5 6.67
20/40
2.50
2,5 (1 70%) 5 8.33
20/40
3.00
3 / (1 70%) 5 10
ENJUAGAR
0.0
0.00
etapa Nombre
Paso 3) calcular el factor de suspensión inferior hoyos para cada etapa agente de sostén:
AVF 5
1 2:65 3 08:33 5 0: 0.453 gal = lb
factor de lodo 5 1 1 re la concentración de arena 3 AVF Þ
etapa Nombre
BH Proppant Conc.
Factor de lechada BH
PPG ÁCIDO
0.00
1 1 ( 0 3 0,0453) 5 1
ALMOHADILLA
0.00
1 1 ( 0 3 0,0453) 5 1
20/40
1.00
1 1 ( 1 3 0,0453) 5 1.05
20/40
1.50
1 1 ( 1.5 3 0,0453) 5 1.07
20/40
2.00
1 1 ( 2 3 0,0453) 5 1.09
20/40
2.50
1 1 ( 2.5 3 0,0453) 5 1.11
20/40
3.00
1 1 ( 3 3 0,0453) 5 1.14
ENJUAGAR
0.0
1 1 ( 0 3 0,0453) 5 1
162
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Paso 4) Calcular el volumen de espuma limpia simplemente tomando volumen de espuma sucia (proporcionado) y dividiéndolo por el factor de suspensión inferior-agujero calculado.
Etapa Nombre Sucio Espuma Volumen BH Factor de lechada
Limpia volumen de espuma
bBLS
bBLS
6.0
1 1 ( 0 3 0,0453) 5 1
6/1 5 6
ALMOHADILLA
40.0
1 1 ( 0 3 0,0453) 5 1
40/1 5 40
20/40
30.0
1 1 ( 1 3 0,0453) 5 1,05 30 / 1,05 5 28.7
20/40
30.0
1 1 ( 1.5 3 0,0453) 5 1,07 30 / 1,07 5 28.09
20/40
30.0
1 1 ( 2 3 0,0453) 5 1,09 30 / 1,09 5 27.51
20/40
30.0
1 1 ( 2.5 3 0,0453) 5 1,11 30 / 1,11 5 26.95
20/40
30.0
1 1 ( 3 3 0,0453) 5 1,14 30 / 1,14 5 26.41
ENJUAGAR
45.0
1 1 ( 0 3 0,0453) 5 1
ÁCIDO
45/1 5 45
Paso 5) Calcular el volumen de líquido limpio usando la siguiente ecuación:
el volumen de líquido limpio 5 volumen de espuma limpia 3 re 1 2 FQ Þ
etapa Nombre
Limpia volumen de espuma
El volumen de líquido limpio
bBLS
bBLS
ÁCIDO
6/1 5 6
6 3 ( 1 2 0%) 5 6
ALMOHADILLA
40/1 5 40
40 3 ( 1 70%) 5 12
20/40
30 / 1,05 5 28.7
28.7 3 ( 1 2 70%) 5 8.61
20/40
30 / 1,07 5 28.09
28.09 3 ( 1 2 70%) 5 8.43
20/40
30 / 1,09 5 27.51
27.51 3 ( 1 2 70%) 5 8.25
20/40
30 / 1,11 5 26.95
26.95 3 ( 1 2 70%) 5 8.08
20/40
30 / 1,14 5 26.41
26.41 3 ( 1 2 70%) 5 7.92
ENJUAGAR
45/1 5 45
45 3 ( 1 2 70%) 5 13.5
Paso 6) Calcula factor de suspensión de superficie para cada etapa agente de sostén:
etapa Nombre
Blender Proppant Conc.
Superficie Factor de lechada
PPG
ÁCIDO
0.00
1 1 ( 0 3 0,0453) 5 1
ALMOHADILLA
0.00
1 1 ( 0 3 0,0453) 5 1
20/40
1 / (1 2 70%) 5 3.33
1 1 ( 3.33 3 0,0453) 5 1.15
20/40
1,5 (1 2 70%) 5 5
1 1 ( 5 3 0,0453) 5 1.23
20/40
2 / (1 2 70%) 5 6.67
1 1 ( 6.67 3 0,0453) 5 1.30
20/40
2,5 / (1 2 70%) 5 8.33
1 1 ( 8.33 3 0,0453) 5 1.38
20/40
3 / (1 2 70%) 5 10
1 1 ( 10 3 0,0453) 5 1.45
ENJUAGAR
0.00
1 1 ( 0,0453) 5 1
163
Diseño tratamiento de las fracturas
Paso 7) Calcular el volumen de líquido sucio para cada etapa agente de sostén como se muestra a continuación:
el volumen de líquido sucio 5 el volumen de líquido limpio 3 superficie re licuadora Þ factor de suspensión
etapa
El volumen de líquido limpio
Nombre
bBLS
ÁCIDO
6 3 ( 1 0%) 5 6
1 1 ( 0 3 0,0453) 5 1
63156
ALMOHADILLA
40 3 ( 1 2 70%) 5 12
1 1 ( 0 3 0,0453) 5 1
12 3 1 5 12
20/40
28.7 3 ( 1 2 70%) 5 8.61
1 1 ( 3.33 3 0,0453) 5 1,15 8,61 3 1.15 5 9.91
20/40
28.09 3 ( 1 2 70%) 5 8,43 1 1 ( 5 3 0,0453) 5 1.23
20/40
27.51 3 ( 1 2 70%) 5 8.25 1 1 ( 6.67 3 0,0453) 5 1,30 8,25 3 1.30 5 10,74
Superficie Factor de lechada
El volumen de líquido sucio
bBLS
8.43 3 1.23 5 10,34
20/40
26.95 3 ( 1 2 70%) 5 8,08 1 1 ( 8.33 3 0,0453) 5 1,38 8,08 3 1.38 5 11.14
20/40
26.41 3 ( 1 2 70%) 5 7,92 1 1 ( 10 3 0,0453) 5 1.45
A RAS 45 3 ( 1 2 70%) 5 13.5
7.92 3 1.45 5 11.51
1 1 ( 0 3 0,0453) 5 1
13.5 3 1 5 13.5
Paso 8) Calcular cantidad de arena para cada concentración de arena licuadora como se muestra a continuación:
Cantidad de arena 5 volumen de fluido limpio en galones 3 concentración de apuntalante licuadora
Etapa Nombre Blender Proppant
Arena (libras)
El volumen de líquido limpio
Conc. PPG
bBLS
Escenario
SEMEN
ÁCIDO
0.00
6 3 ( 1 2 0%) 5 6
6 3 42 3 0 5 0
0
ALMOHADILLA
0.00
40 3 ( 1 2 70%)
12 3 42 3 0 5 0
0
8.61 3 42 3 3.33
1205
5 12 20/40
1 / (1 2 70%)
5 3.33 20/40
1,5 / (1 2 70%)
55 20/40
2 / (1 2 70%)
20/40
2,5 / (1 2 70%)
20/40
3 / (1 2 70%)
ENJUAGAR
0.00
5 6.67 5 8.33 5 10
28.7 3 ( 1 2 70%) 5 8.61 28.09 3 ( 1 2 70%)
5 1205 8.43 3 42 3 5
5 8.43 27.51 3 ( 1 2 70%)
5 1770 8.25 3 42 3 6.67
5 8.25 26.95 3 ( 1 2 70%)
5 2311 8.08 3 42 3 8.33
5 8.08 26.41 3 ( 1 2 70%)
5 2830 7.92 3 42 3 10
5 7.92 45 3 ( 1 2 70%)
5 3328 13.5 3 42 3 0
5 13.5
50
Paso 9) Calcular el volumen de nitrógeno para cada etapa, como se muestra a continuación:
volumen de nitrógeno 5 volumen de espuma limpia 3 VF 3 FQ
1205 1 1770 5 2975 2975 1 2311 5 5286 5286 1 2830 5 8115 8115 1 3328 5 11443 11443
164
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
etapa
FQ
Nombre
Nitrógeno (SCF)
Limpia volumen de espuma
%
bBLS
Escenario
SEMEN
ÁCIDO
0%
6/1 5 6
6 3 0 3 1139 5 0
0
ALMOHADILLA
70%
40/1 5 40
40 3 70% 3 1139
31892
5 31892 20/40
70%
30 / 1,05
5 28.7 20/40
70%
30 / 1,07
20/40
70%
30 / 1,09
20/40
70%
30 / 1,11
20/40
70%
30 / 1,14
ENJUAGAR
70%
45/1 5 45
5 28.09 5 27.51 5 26.95 5 26.41
28.7 3 70% 3 1139
31892 1 22882
5 22882
5 54774
28.09 3 70% 3 1139
54774 1 22.397
5 22.397
5 77172
27.51 3 70% 3 1139
77172 1 21.932
5 21.932
5 99104
26.95 3 70% 3 1139
99104 1 21486
5 21486
5 120589
26.41 3 70% 3 1139
120589 1 21057
5 21057
5 141647
45 3 70% 3 1139
141647 1 35879
5 35879
5 177525
Paso 10) velocidad de espuma sucia (tasa diseñado) se da en el problema a ser 30 lpm. velocidad de espuma Clean se puede calcular como sigue:
velocidad de espuma limpia 5 velocidad de espuma sucia factor de suspensión BH
etapa Nombre
Factor de lechada BH
Pulsaciones (ppm) Sucia velocidad de espuma
Velocidad de espuma limpia
ÁCIDO
1 1 ( 0 3 0,0453) 5 1
30
30/1 5 30
ALMOHADILLA
1 1 ( 0 3 0,0453) 5 1
30
30/1 5 30
20/40
1 1 ( 1 3 0,0453) 5 1.05
30
30 / 1,05 5 28.70
20/40
1 1 ( 1.5 3 0,0453) 5 1.07
30
30 / 1,07 5 28.09
20/40
1 1 ( 2 3 0,0453) 5 1.09
30
30 / 1,09 5 27.51
20/40
1 1 ( 2.5 3 0,0453) 5 1.11
30
30 / 1,11 5 26.95
20/40
1 1 ( 3 3 0,0453) 5 1.14
30
30 / 1,14 5 26.41
ENJUAGAR
1 1 ( 0 3 0,0453) 5 1
30
30/1 5 30
Paso 11) Tasa de fluido limpio para cada etapa agente de sostén se puede calcular como sigue:
tasa de fluido limpio 5 velocidad de espuma limpia 3 re 1 2 FQ Þ
165
Diseño tratamiento de las fracturas
Etapa Nombre FQ
Pulsaciones (ppm)
%
Sucia velocidad de
Velocidad de
Tasa de fluido
espuma
espuma limpia
limpio
ÁCIDO
0% 30
30/1 5 30
30 3 ( 1 2 0%) 5 30
ALMOHADILLA
70% 30
30/1 5 30
30 3 ( 1 2 70%) 5 9
20/40
70% 30
30 / 1,05 5 28.70 28.70 3 ( 1 2 70%) 5 8.61
20/40
70% 30
30 / 1,07 5 28.09 28.09 3 ( 1 2 70%) 5 8.43
20/40
70% 30
30 / 1,09 5 27.51 27.51 3 ( 1 2 70%) 5 8.25
20/40
70% 30
30 / 1,11 5 26.95 26.95 3 ( 1 2 70%) 5 8.08
20/40
70% 30
30 / 1,14 5 26.41 26.41 3 ( 1 2 70%) 5 7.92
ENJUAGAR
70% 30
30/1 5 30
30 3 ( 1 2 70%) 5 9
Paso 12) Tasa de fluido sucio para cada etapa agente de sostén se puede calcular como sigue:
tasa de líquido sucio 5 tasa de fluido limpio 3 licuadora re superficie Þ SF
etapa
Superficie Factor de
Nombre
lechada
Pulsaciones (ppm) Sucia velocidad de
Tasa limpia Fluid sucio Tarifa
espuma
ÁCIDO
1 1 ( 0 3 0,0453)
30
51 ALMOHADILLA
1 1 ( 0 3 0,0453) 1 1 ( 3.33 3 0,0453)
30 3 1 5 30
5 30 30
51 20/40
30 3 ( 1 2 0%) 30 3 ( 1 2 70%)
93159
59 30
5 1.15
28.70 3 (1 2 70%)
8.61 3 1.15 5 9.91
5 8.61 20/40
1 1 ( 5 3 0,0453)
30
5 1.23
28.09 3 (1 2 70%)
8.43 3 1.23 5 10,34
5 8.43 20/40
1 1 ( 6.67 3 0,0453)
30
5 1.30
27.51 3 (1 2 70%)
8.25 3 1.30 5 10,74
5 8.25 20/40
1 1 ( 8.33 3 0,0453)
30
26.95 3 (1 2 70%)
5 1.38
8.08 3 1.38 5 11.14
5 8.08 20/40
1 1 ( 10 3 0,0453)
30
5 1.45
26.41 3 (1 2 70%)
7.92 3 1.45 5 11.51
5 7.92 A RAS 1 1 ( 0 3 0,0453) 51
30
30 3 ( 1 2 70%) 59
93159
166
La fracturación hidráulica en yacimientos no convencionales
Paso 13) Calcular tasa de nitrógeno para cada etapa utilizando cualquiera de las ecuaciones que figuran a continuación:
tasa de nitrógeno 5 foamrate limpia 3 FQ 3 tasa VForNitrogen 5 re tasa de suspensión foamrate sucio Þ 3 VF
etapa
FQ
Nombre
Tarifa
% Sucio Tasa de
Velocidad de espuma limpia
Tasa de nitrógeno
(lpm)
(SCF / min)
espuma
ÁCIDO
0% 30
30/1 5 30
0
ALMOHADILLA
70% 30
30/1 5 30
30 3 70% 3 1139 5 23919
20/40
70% 30
30 / 1,05 5 28.70
28.7 3 70% 3 1139 5 22882
20/40
70% 30
30 / 1,07 5 28.09
28.09 3 70% 3 1139 5 22.397
20/40
70% 30
30 / 1,09 5 27.51
27.51 3 70% 3 1139 5 21.932
20/40
70% 30
30 / 1,11 5 26.95
26.95 3 70% 3 1139 5 21486
20/40
70% 30
30 / 1,14 5 26.41
26.41 3 70% 3 1139 5 21057
30/1 5 30
30 3 70% 3 1139 5 23919
FLUSH 70% 30
Paso 14) El último paso es para calcular el tiempo de la bomba para cada etapa de la siguiente manera:
bomba de tiempo 5 volumen de espuma sucia velocidad de espuma sucia
Tasa de volumen etapa Nombre sucia espuma (lpm) bBLS
Sucia velocidad de
Tiempo (minutos) Tiempo de bomba
Total
0.2
espuma
ÁCIDO
6.0
30
6/30 5 0.2
ALMOHADILLA
40.0
30
40/30 5 1,33 0,2 1 1.33 5 1.53
20/40
30.0
30
30/30 5 1
1.53 1 1 5 2.53
20/40
30.0
30
30/30 5 1
2.53 1 1 5 3.53
20/40
30.0
30
30/30 5 1
3.53 1 1 5 4.53
20/40
30.0
30
30/30 5 1
4.53 1 1 5 5.53
20/40
30.0
30
30/30 5 1
5.53 1 1 5 6.53
ENJUAGAR
45.0
30
45/30 5 1,5 6,53 1 1.5 5 8.03
167
Diseño tratamiento de las fracturas
El horario de espuma para este ejemplo se resume en Tabla 10.3 .
Tabla 10.3 Ejemplo de diseño de espuma Horario Concentración Proppant (PPG)
etapa Nombre
BH Proppant
FQ
Conc.
Los volúmenes de espuma (bbls)
Blender Prop
Sucia volumen de
BH
Limpia volumen de
Conc.
espuma
SF
espuma
ÁCIDO
0.00
0%
0.00
6.0
1.00
6.00
ALMOHADILLA
0.00
70%
0.00
40.0
1.00
40.00
20/40
1.00
70%
3.33
30.0
1.05
28.70
20/40
1.50
70%
5.00
30.0
1.07
28.09
20/40
2.00
70%
6.67
30.0
1.09
27.51
20/40
2.50
70%
8.33
30.0
1.11
26.95
20/40
3.00
70%
10.00
30.0
1.14
26.41
ENJUAGAR
0.0
70%
0.00
45.0
1.00
45.00
volumen de fluido (bbls)
Nitrógeno (SCF)
Arena (libras)
El volumen
superficie
El volumen
de líquido
SF
de líquido
6.00
1.00
12.00
Escenario
SEMEN
Escenario
6.00
0
0
0
0
1.00
12.00
0
0
31892
31892
8.61
1.15
9.91
1205
1205
22882
54774
8.43
1.23
10,34
1770
2975
22.397
77172
8.25
1.30
10,74
2311
5286
21.932
99104
8.08
1.38
11.14
2830
8115
21486
120589
7.92
1.45
11.51
3328
11443
21057
141647
13.50
1.00
13.50
0
11443
35879
177525
Sucia
Velocidad
Tasa de
Tasa de
Tasa de
Tiempo de
velocidad
de
fluido
líquido
nitrógeno
bomba
de espuma
espuma limpia
limpio
sucio
30.0
30.00
30.00
30.00
0.20
0.20
30.0
30.00
9.00
9.00
23919
1.33
1.53
30.0
28.70
8.61
9.91
22882
1.00
2.53
30.0
28.09
8.43
10,34
22.397
1.00
3.53
30.0
27.51
8.25
10,74
21.932
1.00
4.53
30.0
26.95
8.08
11.14
21486
1.00
5.53
30.0
26.41
7.92
11.51
21057
1.00
6.53
30.0
30.00
9.00
9.00
23919
1.50
8.03
limpio
SEMEN
sucio
Hora
Tarifa
0
Total