El el siguiente artículo se describirán cada uno de los aditivos en los geles de fracturamiento hidráulico. Como ya se ha descrito anteriormente, los fluidos de fractura pueden ser a base de agua o aceite. Las propiedades que debe cumplir un fluido de fracturamiento hidráulico son las siguientes:
- Bajo coeficiente de pérdida (leakoff).
- Alta capacidad de transporte del apuntalante.
- Bajas pérdidas de presión por fricción en las tuberías y altas en la fractura.
- Fácil remoción después del tratamiento.
- Compatibilidad con los fluidos de la formación.
- Mínimo daño a la permeabilidad de la formación y fractura.
Por su bajo costo, alto desempeño y fácil manejo los fluidos base agua son muy usados en los tratamientos de fracturamiento hidráulico, muchos polímeros solubles pueden ser utilizados para proporcionar una elevada viscosidad capaz de sustentar el apuntalante a temperatura ambiente, sin embargo a medida que esta se incrementa, estas soluciones se adelgazan significativamente.
Sin embargo, al aumentar la concentración de polímeros (carga polimérica) puede neutralizar los efectos térmicos, pero no resulta económico, ni práctico por el daño que provoca en la cara de la fractura.
En lugar se utilizan agentes activadores cuya función es incrementar el peso molecular efectivo del polímero, aumentando la viscosidad del fluido.
Los primeros fluidos base aceite crudos estabilizados, no causan daño y el flujo de retorno es incorporado directamente a la producción, sin embargo son inflamables e impactan de manera severa en el ambiente, su manejo y almacenamiento requieren de condiciones muy seguras, transportan arenas en bajas concentraciones (máximo 3 o 4 lb/gal), las pérdidas por fricción en el sistema son muy altas, y la conductividad de la fractura es baja.
Los fluidos base diesel o kerosen aportan altos valores de viscosidad, lo que ayuda a transportar más arena y alcanzar geometrías de fractura mayores en ancho y longitud, y por consiguiente una mayor conductividad.
Su inconveniente es el manejo y almacenamiento de alto riesgo por ser muy volátiles y contaminantes, por lo que actualmente se usa en formaciones altamente sensibles al agua.
Polímeros viscosificantes en los geles de fracturamiento hidráulico
Existen distintos tipos, derivados de la goma natural guar o derivados celulósicos. En este aspecto el avance tecnológico ha permitido el desarrollo de nuevos fluidos de fracturamiento, básicamente podemos nombrar los siguientes:
Goma guar
La goma guar fue de las primeras utilizadas para viscosificar el agua usada en los fluidos de fracturamiento, es un polímero de alto peso molecular, de cadena larga, tiene una alta afinidad con el agua, al agregarse al agua se hincha y se hidrata, lo que crea un medio para que las moléculas del polímero se asocien con las del agua, desarrollándose y extendiéndose en la solución.
Hidroxipropil guar (HPG)
Se deriva del Guar con óxido de propileno, contiene de 2 a 4% de residuos insolubles, pero algunos estudios indican que ambas (Guar y HPG) causan casi el mismo grado de daño, sin embargo la HPG es más estable que el Guar a temperaturas mayores (pozos > 150 ºC), y más soluble en alcohol.
Carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG)
Es un doble derivado del guar, el primer polímero usado para pozos de baja temperatura. Para esa aplicación es activado con aluminatos (que lo hacen más económico que un fluido HPG activado con zirconatos o titanatos).
Es también activado con zirconatos, lo que le permite mayores viscosidades y trabajar en altas temperaturas.
Hidroxietil celulosa (HEC) y/o hidroxipropil celulosa (HPC)
Son utilizados cuando se requiere un fluido muy limpio. Estos fluidos tienen una cadena de unidades de azúcar glucosa, el HEC. Pueden ser activados a pH de 6 a 10 con zirconatos o con lantánidos.
Carboximetilhidroxietil celulosa (CMHEC)
Se forma al activar suavemente el HEC agregando el grupo carboximetil. Este polímero provoca una activación con iones metálicos como aluminatos, zirconatos o titanatos en ambientes con pH de aproximadamente de 2 a 4.
Goma xantana
La goma xantana es un biopolímero producido metabólicamente por el microorganismo xantomonas campestres. Esta solución se comporta como un fluido Ley de Potencias aún a bajos esfuerzos de cortes, donde las soluciones de HPG llegan a ser newtonianos.
Bajos ciertos esfuerzos de deformación (de corte) menores de 10 s⁻¹, las soluciones de xantana suspenden mejor la arena que la HPG.
Fluidos de nueva generación
Actualmente hay en el mercado fluidos de fracturamiento más limpios y ecológicos. El daño causado al entorno ambiental y al yacimiento es mínimo.
Hoy en día existen fluidos llamados de baja carga polimérica. Se ha demostrado que, entre otras cosas, incrementan la conductividad de la fractura debido a que requieren una menor cantidad de polímero en la zona de interés, al igual que una menor cantidad de polímero para romper.
Es aplicable en rangos de temperatura de 190 a 400 ºF. Los hay para versión a baja temperatura y bajo pH. Además, este tipo de fluido combina polímeros de alta eficiencia con activadores de alto desempeño, manteniendo una alta viscosidad durante mayor tiempo.
Existen sistemas que no utilizan guar o HEC libre de polímeros y sólidos llamados fluidos viscoelásticos, que sólo requieren agua más un electrolito (cloruro de potasio o de amonio) y de un surfactante viscoelástico (VES), el cual se asocia con las moléculas de la salmuera formando estructuras cilíndricas llamadas micelas, que le dan al fluido una viscosidad similar a la que desarrollan las cadenas de polímeros.
Estos productos son de nueva generación y, por lo mismo, son costosos. Las ventajas que ofrecen sobre los fluidos poliméricos es que no requieren de quebradores internos o externos, pues al contacto con los hidrocarburos de la formación su estructura pierde las propiedades viscoelásticas, ya que las moléculas del fluido vuelven a ser esféricas, obteniéndose agua con 1 cp. de viscosidad, a diferencia de los 10 ó 12 cp. que tiene el fluido activado con guar después de quebrado.
Gracias a esta condición, el flujo de retorno será más fácil, aún en pozos con baja presión de fondo.
Aditivos en geles de fracturamiento hidráulico
Se usan para romper el fluido, una vez que el trabajo finaliza, para controlar la pérdida de fluidos, minimizar el daño a la formación, ajustar el pH, tener un control de bacterias o mejorar la estabilidad con la temperatura. Debe cuidarse que uno no interfiera en la función del otro.
Activadores de viscosidad
Son agentes reticuladores que unen las cadenas formadas por el polímero y elevan considerablemente la viscosidad, activando el fluido.
Entre los más comunes se tienen los boratos, aluminatos, zirconatos y titanatos. En la Tabla 1 muestra las características principales de los activadores más usados.
La selección del activador dependerá del polímero utilizado para generar el gel lineal, de la temperatura de operación y el pH del sistema.
Si la concentración del activador es muy baja, el ritmo de activación será más lento y el desarrollo de la viscosidad será más baja que la esperada.
Por el contrario, si la concentración excede el rango óptimo, el ritmo de activación será más rápido y la viscosidad final puede ser mucho más baja debido a la «syneresis» (precipitación de la solución polimérica causada por el colapso de la red polimérica). En casos más severos, provoca «agua libre».
Los contaminantes químicos (como bicarbonatos, fosfatos o silicatos) presentes en el agua de mezcla, incluso algunos estabilizadores de arcilla y espumantes, pueden interferir en el desempeño de los activadores.
Debe vigilarse la limpieza de los tanques antes de que sean llenados con el agua de fracturamiento.
Se pueden manipular muchos factores para controlar el ritmo de activación, tales como la temperatura y el pH del fluido, condiciones de deformación, tipo de activador y la presencia de otros componentes orgánicos que reaccionan con el activador.
| Activador | Borato | Titanato | Zirconato | Aluminato |
|---|---|---|---|---|
| Polímero activado | Guar, HPG, CMHPG | Guar, HPG, CMHPG, CMHEC+ | Guar++, HPG++, CMHPG, CMPHEC+ | CMPRG, CMHEC |
| Rango de pH | 8 – 12 | 3 – 11 | 3 – 11 | 3 – 5 |
| Temperatura límite superior (ºF) | 325 | 325 | 400 | 150 |
| Deformación degradada | No | Si | Si | Si |
Quebradores
Los quebradores reducen la viscosidad del sistema fluido-apuntalante, partiendo el polímero en fragmentos de bajo peso molecular.
Los más usados son los oxidantes y las enzimas. Entre los primeros se encuentran los oxidantes de persulfato de amonio, potasio y sodio.
Su descomposición térmica produce radicales de sulfatos altamente reactivos que atacan al polímero, reduciendo su peso molecular y su habilidad viscosificante.
Esta descomposición es muy dependiente de la temperatura. Por debajo de los 125 ºF es muy lenta, si se usa solo el persulfato: sin embargo, puede acelerarse con la adición de aminas. Por arriba de esta temperatura, la generación de radicales sulfatos ocurre muy rápidamente.
En cuanto a las enzimas, éstas también son utilizadas como rompedores para reducir la viscosidad de cualquiera de los fluidos base agua.
Se usan en ambientes moderados en rangos de pH de 3,5 a 8 y en temperaturas menores de 150 ºF (otras enzimas trabajan con rango de pH superiores de 10 y por arriba de los 150 ºF).
Debido a que son activas a temperatura ambiente, las enzimas empiezan a degradar el polímero inmediatamente que se mezcla. Bajo ciertas condiciones, son tan reactivas como el persulfato.
Recientemente existen en el mercado una nueva generación de enzimas llamadas «específicas», formuladas para degradar de manera particular los fluidos poliméricos base guar o celulósicos y sus derivados.
Son estables en diferentes rangos de temperatura, soportan hasta 275 ºF y encapsuladas hasta 300 ºF, efectivas en fluidos con rangos de pH desde 3 a 11.
Existen rompedores (quebradores) del tipo encapsulado que permiten altas concentraciones, para usarse sin que se comprometa la viscosidad del fluido durante el bombeo.
En un rompedor encapsulado, el rompedor activo es cubierto con una película que actúa como una barrera entre el rompedor y el fluido de fracturamiento.
Cualquier tipo de rompedor puede ser encapsulado, incluso enzimas y ácidos. En la Tabla 2 es una guía de los principales rompedores y sus características de aplicación.
| Criterio de selección | Oxidantes | Enzimas | Observaciones |
|---|---|---|---|
| Desempeño en alta temperatura | X | Los oxidantes son aplicables en altas temperaturas, las enzimas tienen algo de actividad en T arriba de los 105ºF y hasta 149ºF en el caso de enzimas específicas. | |
| Integridad del rompimiento | X | En teoría las enzimas tienen la ventaja debido a su naturaleza catalítica, sin embargo, su sensibilidad a la temperatura, pH y otros químicos puede acortar considerablemente su tiempo de vida. Bajo condiciones ideales (menos de 80ºC y pH entre 5 – 8), la enzima rompe el polímero en pequeños fragmentos que se oxidan. Las enzimas específicas han mejorado muchas de las características de las enzimas tradicionales. | |
| Duración del rompedor | X | Las enzimas a menos que se expongan a condiciones extremas de temperatura o pH reaccionan con los polímeros por un período de tiempo más extendido (días) que los oxidantes (horas). | |
| Rápido rompimiento | X | Un rompimiento rápido permite un retorno ágil del pozo, esto se logra mejor con oxidantes, sin embargo las enzimas específicas han demostrado una evolución con respecto a las enzimas tradicionales. | |
| Sensibilidad química | X | X | Las enzimas son altamente sensibles al pH, por lo que su control es necesario para un buen desempeño, los oxidantes son afectados por apuntalantes cubiertos con resinas curables, lo que no afecta a las enzimas. |
Aditivos para pérdida de filtrado
Un buen control de la pérdida de filtrado es esencial para un tratamiento eficiente. La efectividad de los aditivos dependerá del tipo de problema de pérdida:
- Pérdida por una matriz de permeabilidad alta o baja.
- Pérdida por microfracturas.
Generalmente las formaciones con baja permeabilidad tienen abierto los poros más pequeños. Una roca de 0,1 mD puede tener un diámetro de poro promedio menor de 1,0 𝜇m, mientras que una roca de 500 mD lo tiene de 20 𝜇m.
El rango de tamaño de poro puede ser muy largo, lo que beneficia a los aditivos de pérdida, ya que se tiene un amplio rango de partículas, de tal manera que esos espacios puedan ser puenteados.
En formaciones de alta permeabilidad, los polímeros y aditivos pueden ser capaces de penetrar la mayoría de los poros y formar un enjarre interno.
La harina sílica es un aditivo efectivo de pérdida de filtrado y ayuda a establecer un enjarre. Otras partículas, como los almidones, son también buenos aditivos de pérdida. Estos son polisacáridos de cadena larga de moléculas de glucosa.
Las resinas solubles en aceite también son usadas como control de pérdida de filtrado, ya que pueden puentear y sellar los poros para reducir la pérdida de fluido.
Tienen la ventaja sobre la harina sílica y los almidones en que son solubles en aceite y se disuelven en hidrocarburos líquidos producidos.
Bactericidas
Los bactericidas previenen la pérdida de viscosidad causada por bacterias que degradan el polímero. Los polisacáridos (polímeros de azúcar) son usados para espesar el agua. Estos son excelentes fuentes de origen de comida para las bacterias, éstas arruinan el gel reduciendo el peso molecular del polímero.
Una vez que se introduce dentro del yacimiento, algunas bacterias pueden sobrevivir y reducir los iones de sulfatos a ácido sulfhídrico.
Materiales como glutaraldehidos, clorofenatos, aminas cuaternarias e isotiazolinas, son usadas para el control de bacterias.
Normalmente los materiales matan a la bacteria, pero no siempre inactivan la enzima que produce y que es la responsable de romper el polímero.
Por esta razón es práctica común agregar el bactericida a los tanques de fracturamiento antes de que se agregue el agua, para asegurar que el nivel de enzima antibacterial se mantenga bajo. Los bactericidas no son necesarios en fluidos a base de aceite ni en trabajos de fracturamiento ácidos.
Estabilizadores
Los estabilizadores se adicionan al gel lineal (fluido de fracturamiento sin activar) para proporcionar mayor estabilidad al fluido, cuando se tienen altas temperaturas de operación, normalmente por encima de los 200 ºF.
Por lo general, ayudan a mantener la viscosidad del gel reticulado a estas temperaturas, retardando la degradación.
Suelen ser compuestos salinos, como el tiosulfato de sodio (Na₂S₂O₃), que favorecen a la formación de uniones intermoleculares.
Surfactantes
Son también llamados agentes activos de superficie. Es un material que, a bajas concentraciones, absorbe la interfase de dos líquidos inmiscibles, como pueden ser dos líquidos (aceite y agua), un líquido y un gas o un líquido y un sólido.
Son usados principalmente para estabilizar las emulsiones de aceite en agua, para reducir las tensiones superficiales o interfaciales. Promueven la limpieza del fluido de fracturamiento de la fractura, entre otros.
Controladores de pH (buffers)
Se utilizan por dos razones específicas: para facilitar la hidratación o para proporcionar y mantener un determinado rango de pH, que permita el proceso de reticulación (activación).
Los buffers de hidratación, por lo general son sales, como el acetato de sodio o el bicarbonato de sodio, y se adicionan para facilitar la formación del gel lineal (fluido sin activar), mejorando la hidratación, es decir, la incorporación del solvente en la carga polimérica.
Los buffers para en control del pH se adicionan al gel lineal, ya formado, para que el agente reticulante se active y pueda formar los enlaces entrecruzados entre las cadenas poliméricas. Por lo general, son soluciones de sales, como el carbonato de potasio.
Estabilizadores de arcilla
Son utilizados básicamente para la prevención de migración de arcillas. Se usan soluciones del 1 al 3% de cloruro de potasio para estabilizar las arcillas y prevenir su hinchamiento. También los cationes orgánicos tetrametil cloruro de amonio son usados como efectivos estabilizadores.
Si te ha gustado este artículo y sientes que aporta valor, te invitamos a compartirlo en tus redes sociales preferidas, así nos ayudas a difundir información a todo a quien pueda interesar. Si tienes alguna duda, comentario o sugerencia, puedes dejarlo abajo en la sección de comentarios. ¡Nos interesa tu opinión!
