O movimento do propante no revestimento do Frac foi pregado, mas quão importante é realmente para os poços de xisto?

O propante consiste em partículas do tamanho de areia injetadas com fluido de fraturamento durante uma operação de fraturamento. Em poços de petróleo e gás de xisto, o fluido de fraturamento geralmente é água com algum redutor de atrito (como sabão) adicionado para diminuir a pressão de bombeamento de fraturamento. O objetivo do propante é impedir que as fraturas induzidas no reservatório se fechem após o fraturamento parar e a pressão elevada desaparecer.

Em poços de óleo de xisto e gás de xisto, o propante usado é uma mistura de areia de 100 mesh e areia de 40-70 mesh, e esses grãos são menores que um milímetro de diâmetro. Esses pequenos tamanhos de partículas de areia são necessários para que a areia seja transportada através de fraturas estreitas em uma rede de fratura criada pela operação de fraturamento. Areia maior obstruiria a rede e não seria injetável – isso foi descoberto nos primeiros dias da revolução do xisto.

Normalmente, os poços horizontais em xisto têm duas milhas de comprimento e são bombeados com 40 operações ou estágios separados de fraturamento. Cada estágio tem aproximadamente 250 pés de comprimento e o invólucro de metal contém de 10 a 20 grupos de perfurações, com várias perfurações em cada grupo. Idealmente, o poço horizontal é completamente perfurado com esses orifícios.

O caminho do fluxo de um grão de propante é indescritível. Primeiro, o grão tem que fazer uma curva em ângulo reto para passar de fluir ao longo do revestimento para uma perfuração. Em seguida, ele se depara com uma geometria de fratura complexa – talvez uma fratura principal que se ramifica em fraturas subsidiárias, como um tronco de árvore se espalha em galhos e depois em galhos.

O grão de propante será capaz de entrar em todas essas fraturas ou algumas delas são muito estreitas? Um grão de areia de 100 mesh pode ser capaz de se espremer em uma fratura mais estreita quando um grão de 40-70 não pode.

Uma melhoria na produção de petróleo e gás usando propantes com tamanho de grão menor que 100 mesh foi documentado, e sugere que vale a pena colocar até mesmo pequenos grãos de propante em fraturas menores para mantê-los abertos ao fluxo de moléculas de petróleo ou gás. Um tal propante é chamado DEEPROP.

Novos testes de fluxo de propante fora do revestimento.

Recentemente alguns novos testes foram feitos que investigam fluxo de propanot através do próprio revestimento, significando um pequeno comprimento de revestimento horizontal que foi perfurado para deixar o fluido de fraturamento sair. Não é um teste subterrâneo - a tubulação fica em uma banheira na superfície e a banheira coleta propante e fluido que sai das perfurações.

Um grande número de operadores apoiou este projeto no qual uma variedade de clusters de perf com diferentes cargas de perfuração, designs e orientações foram usados. Diferentes taxas de bombeamento, tamanhos de propante e qualidade da areia foram estudados.

O hardware de teste foi o mais realista possível. O invólucro era padrão de 5.5 polegadas, assim como os diâmetros de perfuração. As taxas de bombeamento chegaram a 90 bpm (barris por minuto), o que nunca havia sido usado em testes de movimentos de propante antes.

Um único estágio de fraturamento foi testado, perfurando diferentes aglomerados ao longo de um tubo de cerca de 200 pés de comprimento. Cada cluster perf tinha sua própria mortalha que direcionava o fluido capturado e propante para seu próprio tanque, para que pudessem ser medidos.

Os resultados foram apresentados para dois conjuntos diferentes de clusters: 8 clusters em um estágio com 6 perfs em cada cluster, ou 13 clusters em um estágio com 3 perfs em cada cluster. Os testadores usaram areia de 40-70 mesh ou areia de 100 mesh transportada por fluido de água bombeado a 90 bpm.

Esses documentos da SPE relatam que o escape do propante através dos clusters de perf e para dentro das banheiras é desigual:

· Alguns artigos de propante, particularmente os tamanhos de malha maiores, como a malha 40-70, passam pelas primeiras perfurações do cluster e não entram na formação até mais adiante nesse estágio. Essas partículas maiores têm mais momento.

· Partículas de propante menores, como malha 100, entram nas perfurações do aglomerado de forma mais uniforme.

· Projetos de entrada limitada foram desenvolvidos usando apenas uma perfuração por cluster na parte superior do revestimento.

· Particularmente para propante maior, as perfurações na parte inferior do revestimento atraem muito propante (efeito da gravidade) e podem ser aumentadas pela erosão, de modo que menos propante chegue às perfurações de aglomerado mais adiante no estágio de fratura.

A saída do propante do revestimento é irregular.

Todos os testes revelaram distribuições desiguais de saída de propante. A tabela mostra a proporção do maior propante saindo de um cluster: menor propante saindo de um cluster (ou seja, propante máximo: propante mínimo), bem como segundo maior propante: segundo menor propante. Esses índices são um proxy para a desigualdade – uma proporção maior significa uma distribuição mais desigual e vice-versa.

Os resultados mostram que o propante de malha 40-70 (proporções maiores) é menos uniformemente distribuído do que o propante de malha 100 (proporções mais baixas) - em ambos os cenários de cluster.

A interpretação dada pelos relatórios é que mais do propante 40-70, sendo grãos de areia maiores e mais pesados, tende a ser carregado por seu momento nos aglomerados de perf anteriores antes de sair nos clusters de perf posteriores, em comparação com o propante de 100 mesh .

Isso não é tão ideal porque o objetivo é obter o propante distribuído uniformemente por todos os aglomerados de perfuração em um estágio de fraturamento. Mas agora para a grande questão de quanta diferença isso faz?

O desafio é otimizar os procedimentos para que as distribuições de saída de propante sejam mais uniformes. A partir dos relatórios, os resultados dos testes foram incorporados a um modelo computacional de dinâmica de fluidos (ESP 209178). Essa abordagem foi incorporada a um programa de consultoria de fraturas, chamado StageCoach.

Enquanto isso, os relatórios afirmam que “o fluxo não uniforme de propante no revestimento pode ser tão importante quanto a variabilidade da formação e o sombreamento de tensão”. Vamos nos aprofundar nisso.

Outras fontes de variabilidade da produção de xisto.

A verdadeira questão é quão importante é uma distribuição desigual de propante para a produção de óleo e gás de xisto?

A grande variabilidade de poços de óleo e gás de xisto foi documentado. Por exemplo, poços horizontais no folhelho de Barnett de comprimento típico de 4000-5000 pés mostram que os 10% inferiores dos poços produzem menos de 600 Mcfd, enquanto os 10% superiores dos poços produzem mais de 3,900 Mcfd.

Vários outros fatores são conhecidos por contribuir para a ampla variabilidade das taxas de fluxo de óleo ou gás de xisto.

Se o comprimento do poço horizontal e a orientação do poço forem normalizados para remover sua variabilidade, os estágios de fratura, o tamanho do propante e as quantidades de propante podem ser considerados efeitos de primeira ordem. Esses efeitos de primeira ordem foram priorizados e otimizados em peças de xisto mais maduras.

Depois, há propriedades geológicas, como fraturas naturais no xisto, estresse in situ e fraturabilidade da rocha de xisto. Estes são considerados efeitos de segunda ordem porque são muito mais difíceis de quantificar. Esforços para minimizar essas fontes de variabilidade incluem perfilagem do poço horizontal, instalação de cabos ópticos ou instrumentos sônicos ou geofones microssísmicos para medir a propagação da fratura e a interação com a geologia local ao longo de um poço horizontal.

Contra essas fontes de variabilidade, a distribuição de saída do revestimento e a uniformidade do propante parecem de importância comparável a outros efeitos de segunda ordem, como geologia e mudanças de tensão ao longo de um poço horizontal. Não há como a uniformidade de saída do revestimento explicar a variabilidade da produção entre 600 Mcfd e 3,900 Mcfd, conforme observado no Barnett Shale.

Para dizer isso de outra forma, o crítico é obter propante saindo da maioria dos clusters de perf e nas fraturas criadas. Isso foi conseguido bombeando propante muito pequeno, malha 100 ou malha 40-70 (e geralmente ambos) e otimizando a concentração e as quantidades de propante para uma peça de xisto específica.

Isso é 90% da meta que foi alcançada com notável sucesso na revolução do xisto dos últimos 20 anos. Portanto, é difícil ver nos novos testes de superfície que uma pequena variabilidade nas saídas de propante de um para outro cluster de perfuração pode ter um efeito de primeira ordem na produção de petróleo ou gás.

Mas talvez os resultados de outros testes, testes diferentes, neste projeto revelem efeitos mais significativos na produção de xisto.