Agentes de apuntalamiento para fracturación hidráulica

Un agente de apuntalamiento es un material sólido, generalmente arena, arena tratada o materiales cerámicos artificiales, diseñado para mantener abierta una fractura hidráulica inducida durante o después de un tratamiento de fracturación, sobre todo en yacimientos no convencionales . Se añade a un fluido de fracturación cuya composición puede variar según el tipo de fracturación utilizado, y puede ser a base de gel , espuma o agua resbaladiza . Además, existen fluidos de fracturación no convencionales. Los fluidos presentan ventajas y desventajas en propiedades como la viscosidad (los fluidos más viscosos pueden transportar una mayor concentración de agente de apuntalamiento), la energía o la presión necesarias para mantener un caudal determinado ( velocidad de flujo ) que conduzca el agente de apuntalamiento adecuadamente, el pH y diversos factores reológicos , entre otros. Además, se pueden utilizar fluidos en la estimulación de pozos de bajo volumen en pozos de arenisca de alta permeabilidad ( de 20 a 80 mil galones estadounidenses (76 a 303 kl) por pozo) hasta en operaciones de alto volumen como el gas de esquisto y el gas de yacimientos compactos , que utilizan millones de galones de agua por pozo.  

La sabiduría convencional a menudo ha fluctuado sobre la superioridad relativa de los fluidos de gel, espuma y agua resbaladiza entre sí, lo cual a su vez está relacionado con la elección del agente de apuntalamiento. Por ejemplo, Zuber, Kuskraa y Sawyer (1988) encontraron que los fluidos a base de gel parecían lograr los mejores resultados para las operaciones de metano de lecho de carbón , ^{[ 1 ]} pero a partir de 2012, los tratamientos con agua resbaladiza son más populares.

Aparte del agente de apuntalamiento, los fluidos de fracturación hidráulica con fluidos de baja viscosidad son principalmente agua, generalmente con un 99 % o más de volumen, pero los fluidos a base de gel pueden contener polímeros y tensioactivos que representan hasta un 7 % en volumen, sin contar otros aditivos. Otros aditivos comunes incluyen ácido clorhídrico (un pH bajo puede corroer 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 apuntalantes tienen mayor permeabilidad que los apuntalantes de malla pequeña a bajas tensiones de cierre, pero fallarán mecánicamente (es decir, se aplastarán) y producirán partículas muy finas ("finos") a altas tensiones de cierre, de modo que los apuntalantes de malla más pequeña superan a los de malla grande en permeabilidad después de cierta tensión umbral. ^{[ 2 ]}

Aunque la arena es un apuntalante común, la arena sin tratar es propensa a generar finos significativos; 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 % para la cerámica ligera y el 0,5 % para su producto. ^{[ 3 ]} Una forma de mantener un tamaño de malla ideal (es decir, permeabilidad) a la vez que se tiene suficiente resistencia es elegir apuntalantes de resistencia suficiente; la arena podría recubrirse con resina, para formar arena recubierta de resina curable o arenas recubiertas de resina precurada. En ciertas situaciones, podría elegirse un material de apuntalante completamente diferente; las alternativas populares incluyen cerámicas y bauxita sinterizada .

El aumento de la resistencia suele conllevar un aumento de la densidad, lo que a su vez exige mayores caudales, viscosidades o presiones durante la fracturación, lo que se traduce en mayores costes de fracturación, tanto ambientales como económicos. ^{[ 4 ]} Por el contrario, los apuntalantes ligeros están diseñados para romper la relación resistencia-densidad, o incluso para proporcionar una mayor permeabilidad al gas. La geometría del apuntalante también es importante; ciertas formas amplifican la tensión en las partículas del apuntalante, haciéndolas especialmente vulnerables al aplastamiento (una discontinuidad pronunciada puede, clásicamente, 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 ser "expulsados" 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, pueden resistir el flujo de fluido adicional o el flujo de otros apuntalantes, inhibiendo el crecimiento posterior de la fractura. Además, las tensiones de cierre (una vez que se libera la presión externa del fluido) pueden hacer que los apuntalantes se reorganicen o "expulsen", incluso si no se generan finos, lo que resulta en un ancho efectivo menor de la fractura y una permeabilidad reducida. Algunas empresas intentan causar una unión débil en reposo entre las partículas de apuntalante para evitar dicha reorganización. El modelado de la dinámica de fluidos y la reología del fluido de fracturación y sus apuntalantes transportados es un tema de investigación activa por parte de la industria.

Si bien una buena elección de apuntalante influye positivamente en la tasa de producción y la recuperación final de un pozo, los apuntalantes comerciales también están limitados por el costo. Los costos de transporte desde el proveedor hasta el sitio representan un componente significativo del costo de los apuntalantes.

Aparte del apuntalante, los fluidos de fracturación de agua resbaladiza son principalmente agua, generalmente 99% o más en volumen, pero los fluidos a base de gel pueden contener polímeros y surfactantes que comprenden hasta 7% en volumen, sin tener en cuenta otros aditivos. ^{[ 6 ]} Otros aditivos comunes incluyen ácido clorhídrico (un pH bajo puede corroer ciertas rocas , disolviendo la piedra caliza , por ejemplo), reductores de fricción, goma guar , ^{[ 7 ]} biocidas , rompedores de emulsión, emulsionantes y 2-butoxietanol .

En ocasiones, se incluyen isótopos trazadores radiactivos en el fluido de fracturación hidráulica 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 ]} Se utilizan trazadores con diferentes vidas medias para cada etapa. ^{[ 9 ] [ 10 ]} Sus vidas medias oscilan entre 40,2 horas ( lantano-140 ) y 5,27 años ( cobalto-60 ). ^{[ 11 ]} Las cantidades por inyección de radionúclido se enumeran en las directrices de la Comisión Reguladora Nuclear de EE. UU. (NRC). ^{[ 12 ]} Las directrices de la NRC también enumeran una amplia gama de materiales radiactivos en formas sólidas, líquidas y gaseosas que se utilizan como trazadores en aplicaciones de estudio de inundación de campo o recuperación mejorada de petróleo y gas en pozos individuales y múltiples. ^{[ 12 ]}

En Estados Unidos, a excepción de los fluidos de fracturación con aditivos a base de diésel, que según la Agencia de Protección Ambiental estadounidense tienen una mayor proporción de compuestos orgánicos volátiles y BTEX cancerígeno , el uso de fluidos de fracturación en operaciones de fracturación hidráulica quedó explícitamente excluido de la regulación en virtud de la Ley de Agua Limpia estadounidense de 2005, una medida legislativa que desde entonces ha suscitado controversia por ser producto de la presión de grupos de interés especiales.

• Lista de aditivos para la fracturación hidráulica
• Fracturamiento hidráulico y radionúclidos