Revista de Petróleo y Biotecnología Ambiental

Abstracto

Viabilidad técnica del uso de pozos fracturados para la producción de gas natural a partir de yacimientos de hidratos de gas en alta mar

Zhiyong Huang, Boyun Guo y Ellis Ekhator

Este artículo presenta un análisis de factibilidad del uso de técnicas de terminación de fracturamiento y empaquetamiento para producir gas natural a partir de depósitos de hidratos de gas en alta mar. Se llevó a cabo un estudio de caso para las acumulaciones de hidratos de gas en el norte del Mar de China Meridional. El análisis de factibilidad cubre los requisitos de tamaño de apuntalante, tasa de inyección de fluido, presión de fracturamiento y productividad del pozo. Para el tamaño de grano medio de los sedimentos en la formación estudiada de 2,60 a 28,96 μm con un valor promedio de 8,49 μm, el rango requerido de tamaño de apuntalante es entre 333 mesh y 748 mesh (0,001 pulgada ~ 0,003 pulgada). Dado que los apuntalantes en este rango de tamaño no están disponibles comercialmente, sería económico utilizar arenas naturales tamizadas como apuntalantes en operaciones de fracturamiento y empaquetamiento. El caudal mínimo de fluido de fracturación requerido para transportar el apuntalante/arena de 0,003 pulgadas hasta la punta de la fractura a 510 pies es de 3,64 bpm, que es mucho menor que los valores prácticos que van desde 20 bpm a 100 bpm. Por lo tanto, el transporte de apuntalante/arena durante el fracking no es una preocupación. Para crear una fractura horizontal de un radio de 510 pies con una tasa de inyección de fluido de fracturación de 72 bpm, se predice que la presión máxima de inyección en el fondo del pozo será de 2378 psi, que es solo 334 psi por encima de la presión del yacimiento y puede ser manejada por la mayoría de las bombas utilizadas en operaciones de fracking. El pronóstico de productividad del pozo con un modelo matemático simplificado muestra que se puede lograr una tasa de producción de gas comercial de 16 MMscf/día con un radio de fractura de 510 pies. Sin embargo, el modelo requiere una validación adicional.