Fluidos para Fracturamiento Hidráulico (Parte I)

Frac Gel 1Los fluidos de fractura son diseñados para abrir la fractura y llevar el agente de sostén hasta el fondo de la fractura. 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, que ya hemos visto, 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 algún compromiso en el diseño.


1. Viscosidad

La viscosidad de un fluido es la capacidad de este fluido de fluir dentro de un elemento. Si consideramos un tubo de longitud L en el cual se bombea a un caudal Q, se mide una pérdida de presión ΔP entre las dos extremidades. Graficando ΔP versus Q, la pendiente de esta curva es definida como la viscosidad. O sea, μ = ΔP/Q. Sabemos que el comportamiento de esta curva no es igual para todos los fluidos, y que es dependiente del caudal. La diferencia de presión ΔP represente un esfuerzo de corte (τ), y el caudal Q represente una velocidad de corte (γ). Entonces se puede graficar ΔP vs Q, o indiferentemente τ vs γ.


Los fluidos son clasificados en función del comportamiento de su curva de viscosidad siendo los fluidos más comúnmente encontrados en la industria petrolera:


- Fluido Newtoniano. La curva τ versus γ es una línea recta con una pendiente igual a la viscosidad, pasando por el origen. O sea del momento que se aplica un esfuerzo hay movimiento. El agua y el gasoil son fluidos newtonianos. En la Figura 1, se puede observar el comportamiento de los fluidos newtonianos.


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Fig. 1. Viscosidad de los fluidos newtonianos.


- Fluidos Binghan. Estos fluidos necesitan de un valor mínimo del esfuerzo de corte (τ) para entrar en movimiento. Por encima de este valor (τy), llamado gel (o yield point), la relación entre esfuerzo corte y velocidad de corte es casi lineal. Esta pendiente es definida como la viscosidad plástica μp. Los lodos de perforación y las lechadas de cemento son representados como fluidos Bingham.


- Fluidos seudo-plásticos (Power law). Estos fluidos entran en movimiento con la aplicación de un esfuerzo insignificante que se considera como nulo en la representación matemática del modelo. Para estos fluidos la relación entre esfuerzo y velocidad de corte no es lineal en un gráfico cartesiano. La pendiente de la curva, o sea la viscosidad, disminuye a mayores velocidades de corte. Pero la relación es lineal en un grafico logarítmico (log[ΔP, τ] vs log[Q, γ]). Los fluidos de fractura son generalmente fluidos seudo plásticos.


Los fluidos seudos plásticos son definidos por:

n' que represente la pendiente de la recta, llamado índice de comportamiento de flujo (fluid behaviour index).


K' que es el intercepto con 1, llamado índice de consistencia (consistency index).


La relación τ=K'γn' nos permite representar matemáticamente los fluidos seudos plástico, y por ende los fluidos de fractura.


Donde:

τ = esfuerzo de corte (lb/pie2)

γ = velocidad de corte (sec-1)

K' = índice de consistencia (lb.secn´/pie2)

n' = índice de comportamiento de flujo (adimensional)


- Fluidos Herschel-Bulkley. Estos fluidos tienen un comportamiento similar al de los fluidos seudo-plásticos, pero con un efecto de resistencia al movimiento inicial.

Se aplica la relación τ = τo + K'γn´


Se utiliza estos modelos para ciertos fluidos de cementación y en estimulación para representar los fluidos espumados. En la Figura 2, se puede observar todos los comportamientos de los fluidos en función al esfuerzo y tasa de corte. En la Figura 3, se puede observar el comportamiento de fluidos que responden a la Ley de Potencia.


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Fig. 2. Relación entre τ y γ entre los diferentes tipos de fluido.


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Fig. 3. Comportamiento de los fluidos que se describen por la Ley de Potencia.


En la Tabla 1 se puede observar, solamente a título comparativo, algunos valores típicos de n', K' y viscosidad aparente de diferentes fluidos a 170 sec-1. Debemos considerar que para poder transportar el agente de sostén dentro de la fractura es suficiente una viscosidad aparente de 100 cPo. Hoy la tendencia es de utilizar geles crosslinkeados con carga polímerica de 20 a 30 lb/1000 gal, y no utilizar los de mayor carga. Los valores de n' y K' son utilizados para describir la viscosidad del fluido. Cuando se incrementa la viscosidad n' (pendiente) disminuye y K' (intercepción) incrementa. En los simuladores se calcula la viscosidad aparente (μa) de los fluidos seudo plásticos con la siguiente formula:


μa = 47880K'[(40.46 Q)/(w2 h)]n'-1


Donde:
μa = viscosidad aparente (cPo)

K' = índice de consistencia (lb.sec'/pie2)

n' = índice de comportamiento de flujo (adimensional)

Q = Caudal de inyección (BPM)

w = ancho de la fractura (pul)

h = altura de la fractura (pie)


Tabla 1. Viscosidades típicas de los fluidos de fractura.

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2. Pérdida de Filtrado

Una característica importante de los fluidos de fractura es su capacidad de controlar la pérdida de fluido. En la Figura 4, se observa una ilustración explicativa 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, que 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.


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Fig. 4. Pérdida de Fluido.


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:


- Efecto 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 dejara 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)

μ = viscosidad fluido de formación (cP)


3. Pérdida del Filtrado – Efecto de Pared

El 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 cuadrada. 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 pérdida de fluido que es directamente proporcional a la raíz cuadrada del tiempo. Esta pérdida de fluido es el filtrado. El coeficiente CW está calculado como la pendiente de esta recta (ver Figura 5). 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 pérdida total Ct haciendo ensayos en el campo previo la fractura (prueba de minifrac). La adición de materiales que forman revoque (resinas, sílice, etc.) ayuda a disminuir la perdida de fluido, pero pueden ser dañinos para la conductividad del empaque.


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Fig. 5. Estimación de la pérdida de filtrado.


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 la Figura 6, 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.


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Fig. 6. Efecto de Pared Cw.


4. 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 cuál 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 pérdidas 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. En la Figura 7, se observa una comparativa entre un fluido de baja y alta eficiencia.


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Fig. 7. Comparativa entre un fluido de baja y alta eficiencia.


5. 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 la Figura 8, se observan fotos de la consecuencia de la limpieza del fluido.


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Fig. 8. Nivel de residuos en un empaque de arena.


En la foto de izquierda se vean los granos de arena tal cual son antes de bombearlos en el pozo: están limpios. 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 bastantes 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.


8.1. Residuos: Efectos en el empaque

Con 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 (ver Figura 9).


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Fig. 9. Efectos de residuos en empaque de fractura.


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.


Esto 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 más importante que cualquier daño que ocasionamos a la matriz en las caras de la fractura como lo veremos después.


8.2. Residuos: 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. Los valores del gráfico (ver Figura 10) son solamente indicativos para el fluido ensayado. 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 cómo son realizados los ensayos en laboratorios.


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Fig. 10. Efecto del ruptor.


8.3. Residuos: 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. En la Figura 11, vemos los datos para un fluido en particular en condiciones específicas, no se debe extrapolar.


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Fig. 11. Efecto de la concentración de polímero.


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Fluidos para Fracturamiento Hidráulico (Parte I) Fluidos para Fracturamiento Hidráulico (Parte I) Reviewed by Marcelo Madrid on 18:24 Rating: 5

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