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Jul 02, 2023

Você acha que sabe para onde vai o propante durante a fratura? Com base em testes recentes: não aposte nisso

Os engenheiros de completação descobriram algumas regras práticas sobre como o propante flui com base em décadas de experiência. Esse conhecimento foi posto à prova quando a GEODynamics criou um teste de superfície de fraturamento

Os engenheiros de completação descobriram algumas regras práticas sobre como o propante flui com base em décadas de experiência.

Esse conhecimento foi posto à prova quando a GEODynamics criou um teste de superfície de fraturamento que ofereceu uma recriação em tamanho real e sob pressão de um projeto de palco criado por seu patrocinador inicial, a PDC Energy.

Antes do primeiro teste da empresa de serviços petrolíferos ser bombeado. os envolvidos colocam seu dinheiro em um pool com o vencedor com base em quem previu com mais precisão a quantidade de areia que fluiu de cada cacho.

“Quem ganhou a aposta foi o CFO, que não tinha ideia de como o fraturamento deveria funcionar. Os piores foram aqueles que pensaram que conheciam a fratura”, disse Phil Snider, consultor do projeto que desempenhou um papel fundamental na concepção do teste.

Tal como na piscina, os resultados dos testes divergiram da suposição generalizada de que o fluido e a areia fluem em proporções aproximadamente iguais em cada aglomerado.

Os resultados sugeriram que “o propante e o fluido não se movem tão uniformemente como muitos acreditam”, disse Steve Baumgartner, consultor técnico sênior de engenharia da GEODynamics, ao descrever os testes na recente Conferência e Exposição de Tecnologia de Fraturamento Hidráulico SPE (HFTC).

Alguns dos resultados foram consistentes com estudos anteriores usando modelagem computacional e testes de fluxo menos realistas, mostrando que muitos grãos de areia de fluxo rápido passam pelos primeiros aglomerados de um estágio.

A GEODynamics descobriu que o propante de tamanho médio (malha 40-70) provavelmente passará dos estágios iniciais, resultando em fluxo de saída reduzido nos clusters iniciais e mais fluxo no final do estágio. Mas se os grãos forem menores (malha 100), a distribuição é mais uniforme.

Uma segunda rodada de testes mostrou que uma mudança no desenho da fratura visando alcançar uma distribuição mais uniforme da pasta de aglomerado para aglomerado reduziu ainda mais as diferenças entre os aglomerados, mas grãos maiores ainda tendiam a passar pelos primeiros aglomerados.

O que a GEODynamics tornou público é uma primeira olhada em uma engenhosa peça de engenharia usada para uma série de testes que terminou em 2019, antes da chegada do COVID-19 (SPE 209141).

A ideia do teste remonta a questões levantadas por trabalhos anteriores de fraturamento. Por exemplo, quando um poço onde os dados recolhidos durante a fraturação indicaram que todos os clusters foram efetivamente estimulados, mas a análise posterior indicou que cerca de metade deles não conseguiu produzir. Por que?

“Essa não uniformidade pode ser atribuída em parte à variabilidade da formação e ao sombreamento de tensão dos estágios de fratura adjacentes, mas o fluxo não uniforme de propante no revestimento também pode desempenhar um papel importante”, disse um segundo artigo sobre a criação de um modelo para engenharia de completação.

A noção de que os grãos de areia e o fluido não se movem em sincronia não parece surpreendente porque os grãos de areia provavelmente se comportarão de maneira diferente de uma mistura de água e redutor de atrito.

A questão difícil para qualquer engenheiro que queira começar a projetar completações com base na suposição de que os fluxos de fluidos e areia não são semelhantes é como quantificar essa diferença.

GEODynamics está oferecendo uma alternativa nos artigos que se baseia na modelagem feita usando seus dados de teste, bem como na análise de fraturamento de fundo de poço. Desde então, esse trabalho foi incorporado a um programa de consultoria em fraturamento, chamado StageCoach.

A análise estava entre o apoio em espécie feito por um grupo de apoiadores que cresceu para incluir Apache (agora uma subsidiária da APACorp), Chesapeake Energy, ExxonMobil, Hess e Jagged Peak Energy.

Agora que estão mostrando os resultados das duas primeiras rodadas de testes, é temporada de caça para aqueles que questionam se o teste de superfície mais realista de todos os tempos é suficientemente realista.

Ninguém questiona que eles fizeram algo difícil ao chegar o mais próximo possível de igualar a forma como o fraturamento em vários estágios é feito em poços horizontais.

“Eles fizeram um ótimo trabalho ao configurar isso”, disse Dave Cramer, engenheiro sênior da ConocoPhillips. Ele disse que este artigo é um excelente recurso para “qualquer pessoa que esteja pensando em fazer um teste como esse”.