Un apuntalante es un material sólido, típicamente arena, arena tratada o materiales cerámicos artificiales, diseñado para mantener abierta una fractura hidráulica inducida , durante o después de un tratamiento de fracturación, más comúnmente para yacimientos no convencionales . Se agrega a un fluido de fracturación hidráulica cuya composición puede variar según el tipo de fracturación utilizada y puede ser a base de gel , espuma o agua resbaladiza. Además, puede haber fluidos de fracking no convencionales. Los fluidos hacen concesiones en propiedades de materiales como la viscosidad , donde los fluidos más viscosos pueden transportar un apuntalante más concentrado; las demandas de energía o presión para mantener una determinada tasa de bombeo de flujo ( velocidad de flujo ) que conducirá el apuntalante de manera adecuada; pH , diversos factores reológicos , entre otros. Además, los fluidos se pueden utilizar en la estimulación de pozos de bajo volumen, desde pozos de arenisca de alta permeabilidad (de 20 a 80 mil galones estadounidenses (76 a 303 kl) por pozo) hasta operaciones de alto volumen, como gas de esquisto y gas compacto que utilizan millones de galones de agua por pozo.
La sabiduría convencional a menudo ha vacilado acerca de la superioridad relativa del gel, la espuma y los fluidos de aguas residuales entre sí, lo que a su vez está relacionado con la elección del apuntalante. Por ejemplo, Zuber, Kuskraa y Sawyer (1988) descubrieron que los fluidos a base de gel parecían lograr los mejores resultados para las operaciones de metano en yacimientos de carbón , [1] pero a partir de 2012, los tratamientos con aguas manantiales son más populares.
Aparte del apuntalante, los fluidos de fracturación de aguas manantiales son en su mayoría agua, generalmente 99% o más en volumen, pero los fluidos a base de gel pueden contener polímeros y tensioactivos que comprenden hasta un 7% en volumen, ignorando otros aditivos. Otros aditivos comunes incluyen ácido clorhídrico (un pH bajo puede grabar ciertas rocas , disolviendo la piedra caliza, por ejemplo), reductores de fricción, goma guar , biocidas , rompedores de emulsión, emulsionantes , 2-butoxietanol e isótopos trazadores radiactivos .
Los apuntaladores tienen mayor permeabilidad que los apuntalantes de malla pequeña a tensiones de cierre bajas, pero fallarán mecánicamente (es decir, serán aplastados) y producirán partículas muy finas ("finos") a tensiones de cierre altas, de manera que los apuntaladores de malla más pequeña superan en permeabilidad a los apuntaladores de malla grande después un cierto umbral de tensión. [2]
Aunque la arena es un apuntalante común, la arena sin tratar es propensa a generar una importante generación de finos; La generación de finos a menudo se mide en% en peso de la alimentación inicial. Un fabricante ha afirmado que la producción de finos de arena sin tratar es del 23,9%, en comparación con el 8,2% de la cerámica ligera y el 0,5% de su producto. [3] Una forma de mantener un tamaño de malla ideal (es decir, permeabilidad) y al mismo tiempo tener suficiente resistencia es elegir apuntaladores de suficiente resistencia; la arena puede recubrirse con resina para formar arena recubierta de resina curable o arenas recubiertas de resina precuradas. En determinadas situaciones, se puede elegir un material de apuntalante completamente diferente; las alternativas populares incluyen cerámica y bauxita sinterizada .
Una mayor resistencia a menudo tiene el costo de una mayor densidad, lo que a su vez exige mayores caudales, viscosidades o presiones durante la fracturación, lo que se traduce en mayores costos de fracturación, tanto ambiental como económicamente. [4] Por el contrario, los apuntaladores livianos están diseñados para romper la tendencia resistencia-densidad o incluso permitir una mayor permeabilidad al gas. La geometría del apuntalante también es importante; ciertas formas amplifican la tensión sobre las partículas de apuntalante, haciéndolas especialmente vulnerables al aplastamiento (una discontinuidad aguda clásicamente puede permitir tensiones infinitas en materiales elásticos lineales). [5]
El tamaño de la malla del apuntalante también afecta la longitud de la fractura: los apuntalantes pueden "salir mediante puentes" si el ancho de la fractura disminuye a menos del doble del tamaño del diámetro del apuntalante. [2] A medida que los apuntalantes se depositan en una fractura, los apuntalantes pueden resistir un mayor flujo de fluido o el flujo de otros apuntalantes, inhibiendo un mayor crecimiento de la fractura. Además, las tensiones de cierre (una vez que se libera la presión del fluido externo) pueden causar que los apuntaladores se reorganicen o los "expriman", incluso si no se generan finos, lo que resulta en un menor ancho efectivo de la fractura y una menor permeabilidad. Algunas empresas intentan provocar enlaces débiles en reposo entre las partículas de apuntalante para evitar dicha reorganización. El modelado de la dinámica de fluidos y la reología del fluido de fracturación y sus apuntalantes transportados es un tema de investigación activa por parte de la industria.
Aunque una buena elección de apuntalante impacta positivamente la tasa de producción y la recuperación final general de un pozo, los apuntalantes comerciales también están limitados por el costo. Los costos de transporte desde el proveedor hasta el sitio forman un componente importante del costo de los apuntalantes.
Además del apuntalante, los fluidos de fracturación de aguas manantiales son en su mayoría agua, generalmente 99% o más en volumen, pero los fluidos a base de gel pueden contener polímeros y surfactantes que comprenden hasta un 7% en volumen, ignorando otros aditivos. [6] Otros aditivos comunes incluyen ácido clorhídrico (un pH bajo puede grabar ciertas rocas , disolviendo la piedra caliza, por ejemplo), reductores de fricción, goma guar , [7] biocidas , rompedores de emulsión, emulsionantes y 2-butoxietanol .
A veces se incluyen isótopos trazadores radiactivos en el fluido de hidrofracturación para determinar el perfil de inyección y la ubicación de las fracturas creadas por la fracturación hidráulica. [8] Las patentes describen en detalle cómo se utilizan normalmente varios trazadores en el mismo pozo. Los pozos se fracturan hidráulicamente en diferentes etapas. [9] Para cada etapa se utilizan trazadores con diferentes vidas medias. [9] [10] Su vida media oscila entre 40,2 horas ( lantano-140 ) y 5,27 años ( cobalto-60 ). [11] Las cantidades por inyección de radionucleido se enumeran en las directrices de la Comisión Reguladora Nuclear de EE. UU. (NRC). [12] Las directrices de la NRC también enumeran una amplia gama de materiales radiactivos en formas sólidas, líquidas y gaseosas que se utilizan como trazadores de aplicaciones de estudio de inundación de campo o de recuperación mejorada de petróleo y gas utilizados en pozos únicos y múltiples. [12]
En los EE. UU., a excepción de los fluidos de fracturación con aditivos a base de diésel, que según la Agencia Estadounidense de Protección Ambiental tienen una mayor proporción de compuestos orgánicos volátiles y BTEX cancerígenos , el uso de fluidos de fracturación en operaciones de fracturación hidráulica quedó explícitamente excluido de la regulación según la American Clean Ley del Agua en 2005, una medida legislativa que desde entonces ha generado controversia por ser producto del lobby de intereses especiales. [ cita necesaria ]
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