Fluidos de Fracturamiento Hidráulico - Aspectos a considerar para su diseño

Los fluidos para fracturamiento hidráulicos son diseñados para romper la formación y llevar el agente de sostén hasta el fondo de la fractura generada. Para estos deben cumplir ciertos requerimientos y deben tener ciertas propiedades:
1. Un fluido de fractura tiene que ser compatible con el fluido de formación y compatible con la roca. Es decir, no debe generar ninguna emulsión con el petróleo o agua de formación, no debe generar un bloqueo en el caso de yacimientos de gas seco, no debe reaccionar químicamente con la roca, no debe desestabilizar las arcillas.
2. Un gel de fractura debe generar un ancho suficiente de fractura para que el agente de sostén penetre hasta la longitud deseada. Como hemos visto el ancho depende de la conductividad requerida y del ancho depende la granulometría del agente de sostén. El ancho es dependiente de la viscosidad del fluido. Además la viscosidad es un parámetro a tomar en cuenta al momento de trabajar la tortuosidad.
3. El gel debe ser capaz de transportar el agente de sostén durante todo el tiempo que dura la operación. No necesitaremos el mismo gel para una longitud de fractura de 30 m que para 300 m. La capacidad de transporte del agente de sostén es dependiente de la viscosidad, pero puede ser necesario mayor viscosidad para convivir con la tortuosidad que para el transporte del agente de sostén.

4. Otra propiedad es el control de la pérdida de fluido, o eficiencia del fluido. Es necesario que algo de fluido pase a la matriz para que la fractura se cierre pero debemos poder controlar esta perdida. En este caso los requerimientos dependerán de la temperatura, de la permeabilidad y del fluido de formación.

5. Una vez que se terminó el bombeo y que la fractura se ha cerrado sobre el agente de sostén se necesita sacar rápidamente el fluido inyectado del empaque y de la formación. También debe quedar lo mínimo posible de residuo dentro del empaque. Por lo tanto el gel tiene que romperse completamente volviendo en algo lo más parecido posible al fluido base. Esa es una de las propiedades más difíciles de conseguir. O sea, se necesita una viscosidad adecuada durante el tiempo de bombeo, pero esta viscosidad debe disminuir rápidamente una vez la fractura se ha cerrado.
6. Como los volúmenes de fluidos son muy grandes se requieren de fluidos de bajos costos.
No se puede siempre cumplir con todas estas propiedades y normalmente se debe llegar a alguno compromiso en el diseño.
Al momento de diseñar un fluido de fractura se debe tener en consideración los siguientes aspectos:
1. Pérdida de filtrado
imageUna característica importante de los fluidos de fractura es su capacidad de controlar la pérdida de fluido. El gráfico a la derecha es explicativo del fenómeno en una arenisca. Vemos la cara de la fractura sobre la cual está fluyendo el gel. Parte del gel, o de sus componentes, penetra en la formación generando diferentes zonas:
En la formación, lejos de la cara de la fractura una zona no contaminada, sin contacto con gel o filtrado.
Más cerca de la cara de la fractura una zona invadida no por el gel pero por lo que filtra del gel de fractura. En esta zona hay también fluido de formación. En los geles poliméricos base agua el filtrado es agua aditivada.
Muy cerca de la cara de la fractura, hay una zona (bridging zone) donde material obturante (aditivo, o el mismo polímero) presente en el fluido de fractura hace puente sobre las gargantas porales, obstruyéndolas.
Sobre la cara de la fractura, fuera de la matriz el material obturante genera un revoque. La generación del revoque es algo de dinámica ya que el mismo fluido, y más con agente de sostén, lo erosiona a medida que se forma. La importancia del revoque y de la invasión va depender entre otros de la permeabilidad de la formación, de la movilidad del fluido de formación. A mismo valores de permeabilidades, habrá menos invasión si el fluido de formación es un petróleo viscoso que si es gas fácilmente compresible. La perdida de fluido puede ser representada como la suma de tres fenómenos que actúan al mismo tiempo. La importancia de cada una dependerá de las condiciones del pozo y del fluido utilizado. Todos pueden ser representados matemáticamente:
imageEfecto de pared - CW - (wall building). El revoque impide el flujo del gel y del filtrado hasta la formación. Como este revoque no es totalmente impermeable dejará pasar solamente parte del líquido. Hay fluidos no poliméricos que no generan revoque y que no van a tener efecto de pared. Es dependiente del fluido de fractura (tipo del polímero utilizado) y de los agentes de control de perdida de fluido. Este coeficiente es determinado en un ensayo de laboratorio.
Efecto de la viscosidad del filtrado - CV - La viscosidad del fluido que penetra en los poros de la formación puede generar suficiente resistencia para impedir el flujo. Este fenómeno es más importante en fluido no polimérico que no generen filtrado, o en formaciones de muy alta permeabilidad.
Efecto de compresibilidad del fluido de formación - CC - Si el fluido de formación es incompresible será mucho más difícil para el filtrado desplazarlo. En el caso de reservorio de gas, que es altamente compresible el filtrado penetrará fácilmente. Estos últimos dos fenómenos son normalmente considerados en conjunto en un solo coeficiente CCV que es calculado por los simuladores en función de los datos del reservorio. Son coeficientes calculados y no se determinan en laboratorio. El coeficiente total (Ct) teórico será el mínimo de CCV y CW. Como estos coeficientes son muy dependientes del fluido de formación y de las propiedades de la roca, informaciones que no siempre tenemos, la mejor manera de determinar el coeficiente total Ct es medirlo haciendo una prueba de campo durante un minifrac.
Los términos utilizados en las ecuaciones son:
ki = permeabilidad al fluido filtrado (Darcy)
ΔP = (σx + Pnet) - Pe (psi)
Φ = porosidad de la formación (fracción)
μa = viscosidad del filtrado (cP)
kr = permeabilidad al fluido de formación (mD)
Cr = compresibilidad del fluido de formación (psi-1)
μr= viscosidad fluido de formación (cP)
2. Efecto de Pared (CW)
imageEl efecto de pared CW es característico de cada fluido de fractura y se determina en laboratorio. Estos valores de laboratorio se tomaran para hacer el prediseño de la fractura. Para determinarlo se coloca en una prensa una muestra de formación, de permeabilidad conocida, de forma cilíndrica con una superficie de una pulgada. Por encima se inyecta el mismo fluido de fractura aplicando 1000 psi de presión. En los primeros instante de aplicar presión, y hasta que se genera un revoque, pasa mucho fluido por la muestra. Esta cantidad de fluido inicial es lo que llamamos "spurt". Una vez que se generó el revoque empieza a verse una perdida de fluido que es directamente proporcional a la raíz cuadrada del tiempo. Esta perdida de fluido es el filtrado. El coeficiente CW está calculado como la pendiente de esta recta. En una fractura recién abierta pasa el mismo fenómeno. El spurt no es significante en formaciones de baja permeabilidad (<1 mD), donde puede ser considerado como nulo, pero en formaciones de alta permeabilidad se debe tomarlo en cuenta. El ensayo es estático. Pero en una fractura el fenómeno es dinámico, debido a la erosión constante del revoque. En consecuencia los valores publicados por los fabricantes de los fluidos son solamente indicativos. Es mejor determinar el coeficiente de perdida total Ct haciendo ensayos en el campo previo la fractura (prueba de minifrac). La adición de materiales que forman revoque (resinas, sílice, ....) ayuda a disminuir la perdida de fluido, pero pueden ser dañinos para la conductividad del empaque.
No todos los fluidos tienen por sí mismos un buen coeficiente del efecto de pared (CW), y menos los que no tienen carga polimérica. En estos casos puede ser necesario agregar material que generen el revoque. También puede ser necesario para fluidos poliméricos frente a formaciones muy permeables. En el gráfico tomado de la literatura de una compañía de servicio, observamos el coeficiente CW en función de la temperatura. En fluido sin aditivo reductor de filtrado (sin FLA) vemos cómo se incrementa rápidamente el valor de CW. Si a estos mismos fluidos agregamos aditivos controlador de filtrado, en este caso una resina, notamos cómo baja el valor de CW independientemente de la temperatura.
FLA: Fluid Loss Additive (aditivo reductor de filtrado)
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3. Eficiencia del Fluido
Anteriormente se definió el término de eficiencia del fluido. La eficiencia, alta o baja, está directamente relacionada con los 3 coeficientes de filtrado. En una prueba de campo para determinar la eficiencia no importa cual es el mecanismo de perdida de fluido pero si la cantidad de fluido que pasa a la formación. A mayor eficiencia se necesita menos fluido para un mismo volumen de fractura. Pero se necesita siempre que una parte del fluido pase a la formación, caso contrario la fractura no se podría cerrar. Necesitamos una eficiencia de fluido de 30 ó 60%, para que la fractura cierre en un tiempo razonable, y sin que pase demasiado fluido de fractura a la formación. Pozos con altas permeabilidades y/o naturalmente fracturados tienen altos coeficientes de perdidas de fluido (Ct), lo que es equivalente a bajas eficiencias. En caso de bajas eficiencias las fracturas creadas son cortas debidos a que hay menos volumen de fluido disponible para abrirlas.

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4. Residuos
Después del bombeo se abre el pozo para producir el fluido inyectado. La apertura se hará inmediatamente después de parar el bombeo, o después de definido en el diseño para esperar el cierre de la fractura. En este momento es necesaria que el gel sea roto, lo que significa que tiene nuevamente la viscosidad del fluido base, agua o gasoil. Además el fluido debe dejar el empaque libre de todo residuo de polímero o de gel no roto. Se llame un fluido limpio si no deja residuo. En estas fotos observamos la consecuencia de la limpieza del fluido. En la foto a la izquierda se vean los granos de arena tal cual son antes de bombearlos en el pozo: están limpios.
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En la foto del centro, esta misma arena a sido bombeada con un gel polimérico. El gel tiene solamente un ruptor diluido en la fase acuosa. A filtrar el agua filtró el ruptor y se ve bastante restos de polímeros atrapados en el empaque. Estos residuos obstruyen por completo los poros, y por lo tanto la conductividad de la fractura será muy baja. En la foto de derecha, la misma arena a sido bombeada con un gel polimérico al cual se agregó además del ruptor diluido en la fase acuosa un ruptor encapsulado. Las cápsulas de ruptor quedan atrapadas en el empaque donde suelte el ruptor una vez la fractura cerrada. Esta técnica incrementa la eficiencia del producto, y por ende deja la fractura más limpia y con mayor conductividad.
 
imageCon los datos de laboratorio se puede hacer simulación para mostrar el efecto de los residuos sobre la conductividad. Es lo que se ve en esta simulación matemática sacada de la literatura donde vemos la importancia de la limpieza. En el gráfico A se observa un empaque limpio de residuo, y se considera solamente el efecto del revoque. Si el espesor del revoque es equivalente al diámetro de un grano de arena entonces la fractura guarda todavía un 75% de su conductividad, o sea ha perdido 25%. Si el espesor del revoque es equivalente a 2 granos de arena quede el 50% de la conductividad y si el revoque es equivalente a 3 granos de arena entonces queda solamente 25% de la conductividad. La fractura puede ser un éxito operativo pero no tendrá suficiente conductividad. En los gráficos B, C y D, la simulación no considera la presencia de revoque, pero solo el polímero suelto que queda en medio del empaque. En función de donde están ubicados los restos de polímeros, y la cantidad, la permeabilidad final del empaque puede representar solamente el 50 a 25% de la permeabilidad del mismo empaque limpio. La presencia de polímero en los poros del empaque equivale a una reducción de su porosidad. Este demuestra la importancia que tiene el daño al empaque sobre la conductividad final de la fractura. Si queda solamente un poco de polímero dentro de la fractura es suficiente para dañar tremendamente la conductividad, y esto es mucho mas importante que cualquier daño que ocasionamos a la matriz en las caras de la fractura.
a) Efecto del ruptor
En los fluidos base agua el tipo de ruptor más utilizado es a base de oxidantes. En este caso se muestra el efecto de la cantidad del persulfato de amonio (AP) agregado al gel en función de la temperatura y su influencia en la permeabilidad retenida del empaque. Una observación importante es que a baja temperatura, mismo con altas concentraciones de ruptor, es difícil conseguir romper el gel. A temperaturas más altas, como 160 o 180ºF (71 o 82°C), utilizando altas concentraciones de ruptor se recuperó toda la permeabilidad en laboratorio. Pero si utilizaba tal cantidad de ruptor en el campo, el gel se rompería completamente antes de llegar al fondo de la fractura. Entonces habrá que utilizar otro tipo de ruptor, o este ruptor junto con ruptor encapsulado. Generalmente las compañías muestran en sus manuales resultados demasiados optimistas para sus fluidos. Se debe cuidar de como son realizados los ensayos en laboratorios.
b) Efecto de la concentración de polímero
En caso de fluidos poliméricos se vio que el polímero queda en el revoque y que solamente el agua pasa en la formación. Entonces la concentración de polímeros dentro de la fractura crece con el tiempo. Si mezclamos en superficie un gel con 20 lb/1000 gal de polímero, una vez que gel entre en contacto con la cara de la fractura algo de agua empieza a filtrar en la matriz. A medida que el gel se desplaza adelante la concentración de polímero es mayor porque hay cada vez menos agua. Cerca de la punta de la fractura la concentración puede pasar de 20 lb/1000 gal a 400 ó 600 lb/1000 gal. Entonces la permeabilidad retenida cambiará completamente y de 100% puede pasar a menos de 30%.
Es otro factor importante a considerar, y debemos cuidar de la información que nos pasan las compañías de fractura que tienen tendencia a mostrar que sus aditivos son mejores que en la realidad.

Tomado de: “Curso de Fracturas Hidráulicas” de Repsol YPF 

Fluidos de Fracturamiento Hidráulico - Aspectos a considerar para su diseño Fluidos de Fracturamiento Hidráulico - Aspectos a considerar para su diseño Reviewed by Marcelo Madrid on 12:28 Rating: 5

8 comentarios:

  1. @Rosangela: Gracias por el comentario. Saludos!

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  2. Que buen aporte Marcelo!
    Me gustaria preguntarte si me pudieras ayudar con informacion para mi tesis "Seleccion y aplicacion de metodos de estimulacion en pozos".
    Si pudiera conseguir informacion sobre estimulacion, me ayudarias bastante.
    Te dejo mi correo: g_monpa@hotmail.com
    Te agradezco de antemano.
    Giovanny Montaño (BOLIVIA)

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  3. Este articulo esta muy bien estructurado para una investigacion profunda. y es informativo para las persoans que le interese el tema como yo.

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  4. me parece una exelente compilacion de informacion, parece muy buena ya que me empiezo a relacionar con la carrera de ing petrolera

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  5. Respuestas
    1. Muchas gracias por el comentario. Saludos!

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  6. Disculpe Ing. tiene algún correo donde puedo contactarme con ud.

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