7 - Fluidos de Fractura

TALLER DE FRACTURA HIDRAULICA

Fluidos de Fractura

Ingeniería y Geociencias, S.A. de C.V.

Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

INGENIERIA Y GEOCIENCIAS, S.A. DE C.V.

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Requerimientos de un Fluido Flu ido de Frac Fractur tura a • Compa Compatibil tibilidad idad con con el fluido fluido y la roca roca de la formac formación ión • Visc scos osiida dad d – Determina el transporte de apuntalante – Controla la Presion Neta (PNET) Determina la Geometría de Fractura Fractura (Ancho) (Ancho) – Determina • Fricción coeficiente e bajo de fricción fricción disminuye disminuye la presión presión de – Un coeficient tratamiento.


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REQUERIMIENTOS DE UN FLUIDO DE FRACTURA: Los fluidos de fractura deben cumplimentar con los siguientes requerimientos:

Viscosidad: Un factor importante para crear una buena fractura y transportar efectivamente al apuntalante

Eficiencia: Un buen fluido debe ser capaz de mantener abierta la fractura el tiempo suficiente como para colocar todo el apuntalante dentro de la misma. Para ello debe exhibir un bajo coeficiente de filtrado hacia la formación. Compatibilidad: El fluido debe ser compatible con ambos, la roca del reservorio y los fluidos contenidos en el mismo. Eso prevendrá problemas posteriores que dañan la fractura como el hinchamiento y migración de arcillas, las emulsiones y los bloqueos de agua por cambio de mojabilidad. Estabilidad: El fluido debe mantener sus características reológicas a temperatura de reservorio el tiempo suficiente para completar el tratamiento. Debe también exhibir una degradación mínima debido al esfuerzo de corte durante la colocación del apuntalante. Baja Caída por Fricción: Su coeficiente de fricción debe ser lo más bajo posible para minimizar la potencia hidráulica de bombas necesarias para colocarlo durante la fractura. Rompimiento y Limpieza: Una vez colocado el apuntalante y finalizada la fractura, la viscosidad debe degradarse hasta alcanzar niveles suficientemente bajos –cercanos a los del fluido base, agua, por ejemplo- de tal manera que pueda ser fluido y retornado rapidamente. La limpieza es muy importante para minimizar el daño dentro del empaquetado de la fractura. Económico: El fluido debe ser económicamente eficiente y viable.


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Requerimientos de un Fluido Flu ido de Frac Fractur tura a • Compa Compatibil tibilidad idad con con el fluido fluido y la roca roca de la formac formación ión • Visc scos osiida dad d – Determina el transporte de apuntalante – Controla la Presion Neta (PNET) Determina la Geometría de Fractura Fractura (Ancho) (Ancho) – Determina • Fricción coeficiente e bajo de fricción fricción disminuye disminuye la presión presión de – Un coeficient tratamiento.


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REQUERIMIENTOS DE UN FLUIDO DE FRACTURA: Los fluidos de fractura deben cumplimentar con los siguientes requerimientos:

Viscosidad: Un factor importante para crear una buena fractura y transportar efectivamente al apuntalante

Eficiencia: Un buen fluido debe ser capaz de mantener abierta la fractura el tiempo suficiente como para colocar todo el apuntalante dentro de la misma. Para ello debe exhibir un bajo coeficiente de filtrado hacia la formación. Compatibilidad: El fluido debe ser compatible con ambos, la roca del reservorio y los fluidos contenidos en el mismo. Eso prevendrá problemas posteriores que dañan la fractura como el hinchamiento y migración de arcillas, las emulsiones y los bloqueos de agua por cambio de mojabilidad. Estabilidad: El fluido debe mantener sus características reológicas a temperatura de reservorio el tiempo suficiente para completar el tratamiento. Debe también exhibir una degradación mínima debido al esfuerzo de corte durante la colocación del apuntalante. Baja Caída por Fricción: Su coeficiente de fricción debe ser lo más bajo posible para minimizar la potencia hidráulica de bombas necesarias para colocarlo durante la fractura. Rompimiento y Limpieza: Una vez colocado el apuntalante y finalizada la fractura, la viscosidad debe degradarse hasta alcanzar niveles suficientemente bajos –cercanos a los del fluido base, agua, por ejemplo- de tal manera que pueda ser fluido y retornado rapidamente. La limpieza es muy importante para minimizar el daño dentro del empaquetado de la fractura. Económico: El fluido debe ser económicamente eficiente y viable.


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Requerimientos de un Fluido Flu ido de Frac Fractur tura a • Cont Contro roll de de Fi Filt ltra rado do – Adecuado Adecuado diseño diseño de la fractura fractura – Determina Determina la Geometría Geometría de fractura fractura (Eficiencia (Eficiencia)) • Fá Fáci cill de que uebr bra ar Adecuada fluencia fluencia del pozo – Adecuada (Permeabilidad de la Fractura) – Limpieza de la fractura (Permeabilidad • Económico; Económico; mezclado y elimin eliminación ación facil faciles es – Fácilmente eliminable y mezclable – Buena relación costo/beneficio Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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FLUIDOS DE FRACTURA: El fluido de fractura es un componente crítico de un tratamiento de fractura hidráulica. Sus principales funciones son: • Abrir la roca • Crear y propagar la fractura • Transportar el apuntalante a lo largo de la fractura • Distribuir el apuntalante uniformemente a través del ancho de la misma en el momento del cierre de la formación Consecuentemente, se considera que la viscosidad del fluido es su característica más importante. No obstante, una fractura exitosa también requiere que el fluido tenga otras propiedades especiales, tales como: • Bajo coeficiente de fricción. • Buen control de filtrado • Un rompimiento adecuado de la viscosidad una vez colocado el apuntalante. • Limpieza, que deje solamente un mínimo de residuos dentro de la fractura • Económicamente eficiente. • Fácil de manipular y mezclar. • El fluido remanente y recuperado debe ser facilmente eliminado (Protección al Medio Ambiente) Desde que los reservorios a ser estimulados varían marcadamente en temperatura, permeabilidad, composición de la roca y presión poral, se desarrollaron muchos tipos de fluidos para adecurlos a las condiciones particulares de cada yacimiento. Los primeros fluidos de fracturas fueron base aceite, e incluso aun hoy se utiliza aceite como fluido de fractura. Al final de la década de los 50 se comenzaron a desarrollar fluidos base agua que usaban Goma Guar como viscosificante. El primer tratamiento con fluido reticulado se llevo a cabo en 1969. Actualmente, solo el 5% de los tratamientos son realizados con fluidos base aceite. Debido a las dificultades encontradas durante el período de limpieza de la fractura, en los 70 se comenzó a utilizar un polímero más limpio como viscosificante, el hydroxypropylguar (HPG). Hoy el 70% de los tratamientos base agua se gelifican con este polímero. Actualmente se han comenzado a desarrollar fluidos mucho más limpios y fáciles de mezclar, cuyo agente viscosificante no es un polímero, sino un surfactante especial, que le da unas características reológicas especiales al fluido. Esto fluidos se llaman viscoelásticos. También se han desarrollado diferentes aditivos para compatibilizar el fluido a ambos, la roca y el fluido contenidos en el reservorio. INGENIERIA Y GEOCIENCIAS, S.A. DE C.V.

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Tipos de Fluidos de Fractura • Base Agua – Geles lineales – Geles reticulados (Croslinkeados) • Base Petróleo • Multifase o Espumas – Espumas Espumas de N2 y CO2 Espumas binarias binarias – Espumas • Surfactantes Viscoelásticos – Fluidos de fractura no-poliméricos Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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TIPOS DE FLUIDO DE FRACTURA: Los fluidos base agua son los más utilizados. Aproximadamente el 70% de los tratamientos actuales se realizan con ellos. Los fluidos base aceite son utilizados en el 5% de los casos. Mientras que el resto, especialmente los multifase se usan en el 25% restante. En años recientes se comenzó a utilizar fluidos viscoelásticos no-poliméricos que usan surfactantes especiales para dar condiciones reológicas al mismo.


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Viscosidad del Fluido de Fractura Viscosidad: Es la resistencia del fluido a fluir o deformarse F/

F/ u3

u2 y

y

1

2

u1

u1

u3 < u2

1

<


2

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VISCOSIDAD DEL FLUIDO: La Viscosidad ( ) es una característica de un fluido que mide la resistencia del mismo a moverse (fluir) o deformarse.

τ

Cualquier fluido sujeto a una fuerza externa (F o ), sobre una distancia ∆y, responde con un cambio en su velocidad (u). Este cambio de velocidad varía con la distancia en forma proporcional. Esa relación entre la distancia y la variación de velocidad es llamada “Velocidad de Corte o de Deformación” (Shear rate). Un fluido con una viscosidad alta va a exhibir una deformación menor, cuando esté sometido a las mismas condiciones de carga (Shear Stress).


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Modelos Reológicos ) ( e t r o C e d o z r e u f s E

τ = τ y

+ k ' γ n '

Lodos de Perforación

Plástico de Bingham

Fluidos de Fractura

Ley de Potencia Newtonianos

Dilatantes

Agua

Sangre

.

Deformación ( ) 6


MODELOS REOLOGICOS: La Ciencia que estudia el comportameinto de los fluidos en movimiento se llama “Mecànica de Fluidos”. La Reología es aquella parte de esta ciencia que se dedica a medir los parámetros de dichos fluidos. Así, basados en sus características dinámicas, los fluidos se pueden dividir en varios MODELOS REOLOGICOS. Estos son modelos matemáticos que no hacen otra cosa que simular y preveer –dentro de ciertas limitaciones- el comportamiento de cualquier fluido bajo condiciones de carga dinámicas, es decir, en movimiento. Su comportamiento puede volcarse en gráficos de fuerza aplicada vs. velocidad (o deformacion) inducida. La forma de la curva resultante nos permitirá clasificar al fluido dentro de un determinado modelo matemático. La viscosidad aparente del fluido ( µa) es la pendiente de la curva en un punto determinado por las condiciones de carga. Normalmente, cualquier fluido puede ser caracterizado con el Modelo de Herschley-Buckeley:

τ = τ y Donde

+ k ' γ n '

τy = Punto de Cedencia k’ = Indice de Consistencia n’ = Indice de Comportamiento o Exponente reológico

τ

Se pueden clasificar los fluidos basados en sus diferentes valores de y; k’ y n’.

Fluidos Newtonianos Se caracterizan por un comportamiento lineal ya que su viscosidad es contante e independiente de la condición de carga. Su curva reológica es una recta de pendiente constante positiva que pasa por el

τ

origen. El valor de esa pendiente es la viscosidad. Los valores característicos de esta modelo son y = 0 y n’ = 1


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TALLER DE FRACTURA HIDRAULICA Fluidos Ley de Potencia o Potenciales: En este modelo, la viscosidad del fluido disminuye cuando se incrementa la deformación. En este caso

τy = 0 y n’ < 1. La gran mayoríaa de fluidos de fractura son descriptos adecuadamente por este modelo reológico.

Fluidos Dilatantes: Al contrario que en Modelo Potencial, la viscosidad del fluido se incrementa cuando se incrementa la

τ

deformación. En este caso, y = 0 y n’ > 1. Muy pocos fluidos, como la sangre y los lodos cloacales (Aguas negras), son caracterizados por este modelo.

Fluido Plásticos de Bingham o Pseudo-plásticos: Estos fluidos requieren de un esfuerzo inicial para comenzar a deformar o mover el fluido. Estos fluidos

τ

se caracterizan por y > 0 y n’ < 1. Un ejemplo simple es la miel. Las lechadas de cemento usadas en la industria petrolera son caracterizadas, en su gran mayoría, por este modelo.


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Parámetros Reológicos ) ( e t r o C e d o z r e u f s E g o L

K’

Pendiente = n’

Log Deformación. ( )

= K’

n’

Ecuación del Modelo Potencial


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PARAMETROS REOLOGICOS: Los fluidos de fractura son usualmente descriptos por el Modelo Ley de Potencia o Potencial. En tal caso, el gráfico de su comportamiento volcado en un papel log-log, muestra una línea recta de pendiente positiva que cruza al origen en un punto no igual a cero. Dicha intersección describe el Coeficiente de Consistencia (k’) y la pendiente de la línea recta es el Indice de Comportameinto (n’). Estas curvas se generan mediante un ensayo especial de laboratorio que utiliza un aparato llamado Viscosímetro.


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Parámetros Reológicos Indice de Comportamiento (n’) 1.0

0.15

275oF

30#/1000 gal delayed borate 0.9

Indice de Consistencia (k’) 30#/1000 gal delayed borate ' k , t n e0.10 i c i f f e o C y c n e0.05 t s i s n o

o

250 F

' n0.8 , t n e n o p0.7 x E

225oF 0.6

275oF

225oF

250oF

C

0.5 0.0

1.0

2.0

Exposure Time

3.0

4.0

0.00 0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

Exposure Time


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PARAMETROS REOLOGICOS: Los parámetros reológicos no son constantes, sino que varían con la temperatura y el tiempo. Aún a temperatura constante, los índices varían porque el gelificante sigue hidratándose, aunque a un ritmo más lento que al principio. La variación de los índices normalmente se genera mediante ensayos de laboratorio. El agregado de aditivos también modifica la reología, ya que actúan quimicamente con el resto de los componentes del fluido, disminuyendo o aumentando la viscosidad. Las curvas que se muestran son las correspondientes a un fluido base agua de 30 #/gal de HPG y reticulado con borato. (Tipo YF130 o Viking).


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Cálculo de la Viscosidad • Newtoniano: La viscosidad es constante • Ley de Potencia: La viscosidad depende del esfuerzo aplicado 47880 K '

= K’ = n’ = =

.

n'-1

Viscosidad Indice de Consistencia Indice de Comportamiento Deformación

[cPo] [lb secn’ /pie2] [seg-1] 9


CALCULO DE LA VISCOSIDAD: Ya que la viscosidad de un fluido de fractura no es constante, se define y se trabaja con la “Viscosidad Aparente (µa)”. Esta depende de la deformación (o velocidad) del fluido. La ecuación que se describe en la lámina puede ser utilizada para estimar la Viscosidad Aparente en cualquier punto de trabajo. La viscosidad del fluido depende de la cantidad de deformación o velocidad (Shear) a la que es sujeto el fluido a lo largo de toda la sarta de trabajo hasta el extremo de la fractura. Esta fuerza de corte varía durante el tratamiento -1

1. Flujo a lo largo de la sarta de trabajo (TP o TR):

1000 - 5000 seg .

2. Flujo a través de los disparos:

> 5000 seg

3. Flujo dentro y a lo largo de la fractura:

50 - 500 seg .

-1

-1

Un diseño apropiado del fluido debe tener en cuenta estas variaciones y adicionalemente, los efectos de la temperatura y del tiempo de exposición del fluido a la formación caliente durante el tratamiento.


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500 10% Trat ] 1 g e s [ e t r o C e d d a d i c o l e V

25% Trat

400

50% Trat 300

75% Trat 100% Trat

200

100

0 0

100

200

300

400

500

600

Distancia a lo largo de la Fractura [pies] Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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DEFORMACION DEL FLUIDO: La deformación del fluido dentro de la fractura varía a lo largo de la misma y a medida que la operación progresa. La figura muestra que la deformación máxima del fluido ocurre en el extremo de la fractura y más pronunciada durante las etapas iniciales del trabajo.


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Tipos de Polímeros • Goma Guar (PSG) • Hydroxypropylguar (HPG) • Carboxymethylhydroxypropyl Guar (CMHPG) • Hydroxyethylcelulosa (HEC) • Carboxymethyl Hydroxyethylcelulosa (CMHEC) • Goma Xhantan (XCD)


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TIPOS DE POLIMEROS: Los polímeros son moléculas de alto peso molecular, solubles en agua, que al ser agregados a una solución acuosa la viscosifican (Fluidos Base Agua). Existen varios tipos de polímeros. El orden en que están enumerados en la diapositiva refleja su grado de limpieza y costo, de menor a mayor. La concentración en solución acuosa se mide el lbs/1000 gal de fluido base. Los fluidos pueden ser lineales o reticulados. En el caso de reticulados, la concentración de polímero está en orden de 20 a 60 lb/1000 gal. Para algunas aplicaciones se han usado geles lineales con agregado polimérico de hasta 80 lb/1000 gal.. Hay dos tipos principales de sistemas: La Goma Guar y los derivados de la Celulosa (HEC).

Goma Guar: Los fluidos Base Guar son desarrollados a partir del endoesperma de la semilla de Guar, una planta que crece principalmente en India y Pakistán. Esta planta tiene una gran afinidad con el agua. La semilla se muele hasta convertirla en harina y, cuando es agregada al agua, se hidrata y se hincha. Quimicamente esto significa que la molécula de polímero se asocia con varias moléculas de agua, desplegándose y extendiéndose dentro de la solución. La solución de Guar a nivel molecular puede ser representada como una hebra larga e inflada suspendida en agua, como un coloide. Estas hebras tienden a superponerse y entorpecer sus movimientos, lo que causa un incremento en la viscosidad de la solución. La Goma Guar es un producto natural, totalmente compatible con el ambiente. El proceso usado para su manufactura no separa el corazón de la semilla de los otros componentes de la misma. Por ello entre 6 al 10% del producto terminado no es soluble en agua y causa el taponamiento parcial de la permeabilidad de la fractura. Para minimizar este problema, la Goma Guar es refinada en presencia de un oxidante para generar Hidroxipropyl Guar (HPG). Este proceso reduce la insolubilidad hasta un nivel del 2%, lo que origina un fluido más limpio. Una variante de este proceso, el Carboximetyl –o CMHPGse está comenzando a usar para bajas temperaturas y se reticula con sales de aluminio.

Derivados de la Celulosa: Los derivados de la Celulosa –HidroxiEtilCelulosa (HEC)- se utilizan cuando se requiere un fluido extremadamente limpio. Su principal dificultad –además del costo- radica en que no se puede reticular, por lo tanto, para incrementar la viscosidad es necesario incrementar la concentración de la Celulosa.


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TALLER DE FRACTURA HIDRAULICA La Goma Xhantan es un bio-polímero producido por el metabolismo del micro-organismo Xanthaomonas compestris. Se comporta como un polímero aún a concentraciones muy bajas y a bajas velocidades de -1 corte su poder de suspensión es muy grande. A una velocidad de corte de 10 seg posee un poder de -1 suspensión similar a un gel lineal de 40 lb/1000 gal de PSG a 511 seg . Al igual que el HEC, el costo y su imposibilidad de reticularse son sus principales contras, a las que se suma su gran estabilidad, lo que hace muy dificil degradar la viscosidad una vez que el gel la ha desarrollado.


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Sistemas de Fluidos Reticulados (X-link) • Entrecruza las cadenas poliméricas – Desarrolla fluidos de muy alta viscosidad • Tipos de Reticulantes (Crosslinkers) – Boratos – Organo-metálicos: • Titanatos • Zirconatos • Aluminatos Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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FLUIDOS RETICULADOS: Los aditivos reticuladores (Cross-linkers o X-linkers) son agregados para incrementar efectivamente la viscosidad del fluidos sin agregar una mayor cantidad de polímero. El mecanismo químico que utilizan es el puenteo o unión de varias cadenas poliméricas hidratadas. Esto hace que se formen larguisimas cadenas de muy alto peso molecular capaces de absorber una grna cantidad de agua. El elemento reticulante es una sal metálica –como el Borato- u Organo-metálica –como los Titanatos y Zirconatos. Otras sales, como los Aluminatos y los Antimonios –desarrolladas para aplicaciones especiales- son raramente utilizadas


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Sistemas de Fluidos Reticulados (X-link) • Boratos – Es el más utilizado – BHST < 350 oF – Insensible al corte – X-link termicamente retardado

• Organo-metálicos – Alta Temperatura – BHST < 400 oF – Reticulado es térmicamente retardado Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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RETICULADORES: Un fluido reticulado con Borato se degrada cuando es sometido a una velocidad muy alta (Alto corte) o a alta temperatura, pero, tan pronto como la condición crítica desaparece, las cadenas poliméricas vuelven a regenerarse, restituyendo su alta viscosidad. Los reticuladores Organo-Metálicos, como el Zirconato y el Titanato son utilizados para aplicaciones especiales, especialmente de alta temperatura (Zirconato) o bajo pH (Titanato). A diferencia del Borato, cuando la viscosidad se degrada, no se regenera nuevamente. Por otro lado, una vez establecida la reticulación del gel base, el mismo es muy estable. Otras sales, como los Antimonios y los Aluminatos son utilizadas en raras ocasiones. Los Aluminatos se usan para reticular geles preparqados con CMHPG.


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Boratos • Acido Bórico y sales de Boratos • Reticulación (activación) rápida (Sistemas • • • • • •

standard) La reticulación puede retardarse. Estable hasta 275 oF Viscosidad controlable El gel reticulado es estable Gran estabilidad térmica El reticulado (X-link) es reversible. Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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BORATOS: El reticulado requiere de un pH alto, entre 9 y 12. La viscosidad del fluido puede manejarse variando la concentración del polímero o del reticulador, o ambos a la vez. Para estabilizar la viscosidad es necesario que el pH se mantenga en un rango entre 9 y 10, para evitar la degradación térmica. Agregando agentes retardadores, como Bicarbonato de Sodio (Buffer), se puede controlar la reticulación. Esto ayuda a disminuir el coeficiente de fricción especialmente en aquellas aplicaciones en pozos profundos, con desplazamientos a lo largo de extensas sartas de trabajo. La viscosidad de los Boratos se degradan cuando son sujetos acondiciones de carga con altas velocidades de corte (A través de los disparos, por ejemplo) o temperatura, pero se regeneran inmediatamente tan pronto desaparece la condición crítica.


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Efecto de la Temperatura …y del reticulado en la viscosidad de fluidos HPG


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BORATOS: El Gráfico muestra el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de sistemas HPG reticulados con Boratos.


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Organo-metálicos • Sales de Titanio y Zirconio • Termalmente estables • Desarrollado para alta temperatura: BHST < 350 oF – Puede usarse a BHST > 400oF si se enfria previamente la formación (Precolchón). • Reticula a diferentes pH • Es muy sensible al corte – Si se quiebra, no recupera la viscosidad. Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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ORGANO-METALICOS: Los complejos de titanio son utilizados para aplicaciones donde es necesario reticular un fluido de bajo pH, usualmente menor a 4.5. Esto sucede cuando se utilizan espumas de CO2 en base a gel reticulado. Al mezclarse el CO2 con el agua, forma acido carbónico, un acido débil, pero capaz de disminuir el pH de la mezcla a valores cercanos a 2. El uso de Boratos es este caso, es inútil, ya que el mismo necesita de pH > 9 para reaccionar químicamente. El Zirconio fue desarrollado para ser utizado en pozo profundois y muy calientes, debido a su estabilidad térmica y reticulación retardada. Esto hace que el coeficiente de fricción de este tipo de fluidos sea muy bajo en comparación con un Borato. Los reticulantes organo-metálicos son muy sensibles al corte: una vez que se rompe la unión química, no vuelve a regenerarse. Esto deriva en que no se permita que la reticulación tenga lugar en aquellos lugares de muy alta velocidad de corte, como la sarta de trabajo, por ejemplo. Por ello, se requiere que este tipo de reticuladores reaccione (se activen) un momento antes de que el fluido ingrese a los disparos..


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Efecto del Corte y del X-link


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ORGANO-METALICOS: El efecto de la tubería (TP) tiene sobre la viscosidad del fluido se ilustra en la figura. Se ve que aquel sistema mezclado en baja energía desarrolla una mayor viscosidad inicial, y mantiene una viscosidad aceptable para el transporte del apuntalante por mayor tiempo.


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Velocidad de Reticulación La reticulación es una reacción química por lo tanto, los factores que la afectan son: – – – – – –

Temperatura del fluido pH Condición de corte (Gasto) Concentración de los reactivos Tipo de Reticulador Presencia de ligantes competentes

Beneficios del retardo del X-link – Estabilidad del fluido a largo plazo – Degradación por corte minimizada – Reducida presión de fricción en los tubulares Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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VELOCIDAD DE RETICULACION: El tiempo de reticulación idealmente debe ser equivalente al tiempo de desplazameinto de la sarta de trabajo al gasto actual. Así, la viscosidad debería incrementarse cuando el gel abandona la tubería TP. Esto es ideal, pero no es práctico, debido a que el fluido casi no cambia su temperatura en tan poco tiempo. La solución es dejar que parte del fluido se reticule –dentro de la sarta de trabajo- como un “Fluido de sacrificio”, de manera que la reacción ya este en pleno proceso cuando el fluido entre en la formación, mejorando el transporte del apuntalante en la región de los disparos.


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Sistemas de Reticulación Retardada Se usan para reducir la fricción y en pozos de alta temperatura • Polímeros, Reticulador, quebrador, y

estabilizador son los mismos que en un sistema normal • Activador: J899 (J465 en diesel) y J909 (J474 en diesel) • Quebrador Auxiliar: J466


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SISTEMAS DE RETICULACION RETARDADA: Retardar la reticulación resulta en un efecto de reducción de la fricción en los tubulares de un 20 a 30%. Un beneficio adicional es que este tipo de geles resulta más estable a altas temperaturas. El quebrador auxiliar J466 es un catalizador sólido que acelera la reacción del Persulfato de Amonio a baja temperatura y es utilizado solamente en los sistemas retardados base borato. Normalmente se diluye en agua para su mezcla en el blender. Los productos J899 y J909 son quimicamente equivalentes. La concentración de J465/J474 varía entre 5 y 15% en peso al ser mezclada con diesel, dependiendo de las limitaciones del equipo disponible en el pozo.


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Fluidos Lineales Composición Básica PSG y HPG Gel Lineal • Polímeros (Sólidos o en solución de diesel) – PSG – HPG • Quebradores: Persulfato de Amonio

(Disuelto o encapsulado) • Quebrador Auxiliar: Sales de Amonio • Rango de Temperatura: 30-90 oC Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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FLUIDOS LINEALES: Polímeros Agente gelificante: Goma Guar (PSG o HPG) en polvo o en solución al 51% en peso de diesel. (51% PSG o HPG y 49% diesel). Se usan sólidos para premezcla en baches y en solución de diesel para mezcla continua con un PCM. o o El quebrador auxiliar se utiliza cuando la temperatura del tratamiento es inferior a 37 C (100 F). Para mejorar la limpieza del pozo.


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Fluidos Reticulados Composición Básica Geles de PSG y HPG Reticulados con Borato (YF100-200 o Viking)

Polímeros (Sólidos o en solución de diesel) – PSG – HPG

Reticulador: Acido Bórico Activador pH: Soda Cáustica (Solución acuosa) Quebrador: Persulfato de Amonio Estabilizador de Temperatura: Tiosulfato de Sodio o Metanol o • Rango de Temperatura: 30-90 C • • • •


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FLUIDOS RETICULADOS: Los fluidos reticulados con boratos resultan en menor daño a la permeabilidad de la fractura que los organo-metálicos. Para alcanzar la reticulación del gel lineal se deben agregar dos aditivos: un reticulador y un catalizador o activador. Reticulador: El reticulador utilizado es ácido bórico. La reacción química ocurre muy lentamente a pH normal, pero su velocidad se incrementa dramáticamente cuando se eleva el pH de la mezcla por encima de 8.5 El reticulador incrementa el peso molecular efectivo del polímero. El gel preparado con PSG o HPG tiene, normalmente, un pH entre 7 y 8.5. Catalizador Activador: Su función es incrementar el pH de la mezcla por encima de 9, desencadenando así una reticulación casi instantánea. Para ello se utiliza Soda Cáustica (Hidróxido de Sodio) en solución acuosa al 20% aproximadamente.


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Gel Lineal y Gel Reticulado (X-link)



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Sistemas Reticulados de Baja Carga Polimérica Sistema de baja carga polimérica (15 a 30 lb/1000 gal) (Low Guar o Lightning) • Rango de Temperatura: 25oC a 80oC • Polímeros, X-linker, Quebrador y el Estabilizador son

los mismos que el sistema Reticulado Normal • Activador – LG Normal: – LG Retardado:

Soda Solvay (Sulfato de Calcio) Solución de Soda Caústica + Bicarbonato de Sodio Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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SISTEMAS RETICULADOS DE BAJA CARGA POLIMERICA


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Sistemas Retardados de Baja Carga Sistema de Baja Carga polimérica con reticulador (Xlink) retardado para alta temperatura (80 a 160 oC) • Polímeros, X-linker, Quebrador y el Estabilizador

son los mismos que el sistema normal • Activador: Soda Cáustica • Agente Estabilizador / Retardador: J511 • Quebrador: Persulfato de Amonio (Encapsulado)


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SISTEMAS RETARDADOS DE BAJA CARGA POLIMERICA: El tiempo de reticulación es controlado con la concentración de J511 y puede variar entre 1 y 4 min.


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Sistemas Retardados Reticulados con Borato Fluido Reticulado (X-link) con Borato para Alta Temperatura Reticulador: Solución de Acido Bórico adit. Activador: Sol. acuosa de Soda Caústica Rango de Temperatura: 50 a 175 oC Estabilizador de Alta Temperatura: Tiosulfato de Sodio • Quebrador: BHT > 90 oC Persulfato de Amonio encapsulado • Estabilizador de Hierro: EDTA • • • •


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SISTEMA RETARDADO RETICULADO CON BORATO: La solución reticuladora se prepara con Acido Bórico, Soda Cáustica y EDTA agregada en el agua. La Soda Cáustica se utiliza en este caso para mantener el valor del pH debido a la presencia de Bicarbonato de Sodio en el agua de mezcla. El J480 controla el tiempo de reacción, el cuál puede regularse entre 1 y 6 min. Siempre se debe agregar un controlador o secuestrante de hierro (Como el EDTA) para evitar la degradación del gel por presencia de hierro disuelto.


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Sistemas Reticulados con Titanatos Fluidos gelificados con PSG o HPG y Reticulados con Titanato (Sal de Titanio) • Fluido Base: • • • • •

Gel Lineal con PSG o HPG pH Bajo ~ 4.5 (Para usar con o sin CO2) X-linker: Sal de Titanio (Titanato) pH Buffer: Acido Acético hidrolizado Retardador: Cloruro de Magnesio Quebrador: Orgánico (Enzimas) Rango de Temperatura: 25 a 110 oC Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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RETICULADOS CON TITANATOS: Estos sistemas de bajo pH pueden ser usados con o sin CO2. Los fluidos reticulados con Titanio son naturalmente retardados ya que son sensibles al corte, por lo tanto es necesario ajustar el tiempo de reticulación a las condiciones de bombeo y estado mecánico del pozo, de tal manera que el 75% del tiempo de residencia del fluido en los tubulares, el mismo se comporte como lineal. El control se consigue agregando Acido Acético Hidrolizado.


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Sistemas Reticulados con Zirconatos Fluidos gelificados con PSG and HPG y Reticulados con Sal de Zirconio (Zirconato). • Rango de Temperatura: 80 a 180 oC • Reticulador: Sal de Zirconio (Zirconato) • • • •

Borato (Sistema Dual) Activador: Sulfato de Calcio Quebrador: Persulfato de Amonio (Disuelto y encapsulado) Buffer: Bicarbonato de sodio Estabilizador: Tiosulfato de Sodio, J450 Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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SISTEMAS RETICULADOS CON ZIRCONIO: Son los sistemas YF600 (SLB) y VISTAR (BJ). La reticulación del fluido puede ser casi instantánea, ajustando la concentración del Zirconato, o retardada mediante un sistema de doble activación, un activador lento y otro rápido. Esta solución se usa cuando se fractura pozos profundos con tiempos altos de residencia en los tubulares. En este caso puede haber problemas de transporte de apuntalante, pudiendo puentearse en la tubería o en los disparos. Para evitarlo se agrega un activador rápido (Borato), que semi-reticula el gel, mientras que el reticulador lento (Zirconio) trabaja a nivel de la formación, cuando el fluido se calienta al ingresar en la fractura. Esta solución se usa si las concentraciones de polímero no superan las 40 lb/1000 gal. La solución reticuladora puede ser utilizada diluida o concentrada, dependiendo de las necesidades del trabajo y del equipo disponible. El Bicarbonato de Sodio (Na(CO3)2) se utiliza como amortiguador (buffer) para controlar el nivel de bicarbonatos en el agua de mezcla, ya que el gel requiere la presencia de cierta cantidad de ellos.


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Sistemas Reticulados para Alta Temperatura (UT) Fluido gelificado con HPG y reticulado con zirconato para muy Alta Temperatura (UT) • Rango de Temperatura: 160 a 230 oC • Preparación: – Agregando HPG a un gel lineal premezclado con HPG y totalmente hidratado • Reticulador: Sal de Zirconio (Ziorconalto) • Retardador: Bicarbonato de Sodio • Estabilizador: Tiosulfato de Sodio, J450 • Viscosificante: Sulfato de calcio Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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SISTEMAS RETICULADOS PARA MUY ALTA TEMPERATURA (UT): Este tipo de fluido es preparado adicionando polímero HPG a un gel lineal de HPG totalmente hidratado y agregando un buffer adecuado, reticulador y estabilizadores. Optimizando su preparación, este tipo de fluido puede ser estable durante un largo período bajo o o o condiciones de fondo de pozo, 10 hs @ 160 C; 4 hs @ 175 C o 2 hs a 200 C. El gel base no puede ser preparado en forma continua, sino premezclado en tanques adonde deberá residir el tiempo suficiente hasta alcanzar su completa hidratación, lo que dependerá de las condiciones del agua de mezcla y de la temperatura ambiente.


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Fluidos de Fractura Base Aceite • El aceite fue el fluido utilizado originalmente para las • • • •

primeras fracturas (1949) Es menos dañino para la formación Costoso Operacionalmente dificil de manipular Se usa sólo en: – Formaciones muy sensibles al agua – Donde no hay fácil disponibilidad de agua

• El gel puede ser lineal o reticulado • Puede usarse hasta BHT = 150 oC Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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SISTEMA DE FLUIDOS BASE ACEITE: .


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Base Aceite Reticulados para Temperatura Media y Alta 40 a 150 oC • Gelificante: Ester de Fosfato de Aluminio • Activador: • Rango de Temperatura

– Temp. Media:

J601 + J602L

– Temp. Alta:

J453

• Quebrador: – Temp. Media:

J603

– Temp. Alta:

Sulfato de calcio Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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FLUIDOS RETICULADOS BASE ACEITE PARA MEDIA Y ALTA TEMPERATURA: Estos fluidos fueron diseñados para el tratamiento de formaciones sensibles al agua. A pesar de ser base aceite, dejan un daño residual en el empaque de la fractura debido a que el gelificante utilizado es muy fuerte y tiene una vida media bastante larga, lo que algunas veces puede originar dificultades en la limpieza posterior del pozo. Por lo tanto, el uso de un rompedor adecuado es de extrema importancia. El gelificante es un Ester de Fosfato de Aluminio, un elemento muy afin al aceite refinado. Dependiendo del sistema utilizado y del dueño de la patente, la solución reticuladora se obtiene premezclando el reticulador (J601) en conjunto con un control de pH (J602L), en una proporción de 1:5 A su vez esta solución se mezcla con el gelificante en una proporcion de 2:1, aumentando o disminuyendo este rango en un 10%, de tal manera de obtener un retardo o una gelificación instantánea, dependiendo ello del diseñ y de las condiciones del pozo. La proporción adecuada se determina mediante ensayos de laboratorio, porque es fuertemente influenciada por el tipo de aceite utilizado, ya que la presencia de parafinas y asfaltenos influencia la reacción química del Fosfato de Aluminio. Para desplazar el fluido y bajar la fricción se utiliza un rompedor adecuado sólo a este fin. El mismo es un surfanctante desemulsionante cationico que rompe la estructura del gel casi instantáneamente.


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Base Aceite Reticulado para Baja Temperatura • Rango de Temperatura: • Gelificante: • Activador:

25 a 110 oC

J518 C108

• Quebrador: – BHT < 90 oC: J474 – BHT > 90 oC: Sulfato de Sodio


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FLUIDOS RETICULADOS BASE ACEITE PARA BAJA TEMPERATURA:


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Sistema en Baches vs. Continuo • Sistema de mezcla en baches – Buen control de calidad – Material sin usar – Problemas de desechos • Sistema de Mezcla Contínua – No queda material de desecho – Requiere una medición precisa – El Control de Calidad es dificultoso • Logística y disposición de equipos Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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SISTEMA DE MEZCLA EN BACHES VS CONTINUO: Sistema en Baches para Fluidos Base Aceite: Todos los componentes se mezclan conjuntamente, excepto rompedores y aditivos de control de filtrado, los que se agregan en forma contínua al pasar el fluido por el blender. El rompedor puede reducir la viscosidad del fluido, haciendo que las partes más pesadas se asienten en el tanque de mezcla. Sistema de Baches para Fluidos Base Agua: Todos los componentes se mezclan en el agua, incluido el reticulador para los casos de sistemas con boratos. El activador se agrega en forma continua a la pasada del fluido por el blender. Para los sistemas organo-metálicos, la solución de reticulador/activador es agregada a la pasada. El sistema en baches tiene beneficios, como un adecuado control de la calidad del fluido, pero también desventajas, porque se debe eliminar el fluido no utilizado remanente en los tanques, lo cual puede complicar la operación. El sistema contínuo no tiene problemas de eliminación de fluidos remanentes, pero el control de calidad es más complicado. El blender debe tener equipos de medición y dosificación bien ajustados. Además, el tiempo de hidratación (residencia) del gel es crítico. El uso de equipos premezcladores como el PCM soluciona en gran parte este problema. La hidratación del polímero se puede acelerar aplicando una alta energía a la mezcla.


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Espumas de Fractura • La Fase Líquida – Gel Lineal – Gel Reticulado (X-link) – Hidrocarburos y Alcohol • La Fase Gaseosa – Nitrógeno – CO2 • Agente Espumante – Surfactante


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ESPUMAS DE FRACTURA: Bajo ciertas condiciones, especialmente para fracturar pozos de baja energía (baja presión de yacimiento) y baja permeabilidad, utilizar los fluidos normales base agua o aceite no es la solución más adecuada, ya que su limpieza es lenta y puede llegar a ser muy complicada, llegando a dañar severamente el empaque de la fractura por el efecto del tiempo de residencia del gel roto dentro de la formación. Para evitar o minimizar este efecto, se han diseñado fluidos bifásicos como las emulsiones y espumas. Las espumas tienen la ventaja de que el agregado de un gas inerte al fluido base energiza el mismo, haciendo que la limpieza y el retorno de los vertidos sea mas rápido y eficiente. Esto los hace sumamente aptos para fracturar reservorios depletados de baja permeabilidad. Un factor importante en las espumas es la estabilidad de las mismas. Así, el agua no es usualmente utilizada como fase líquida, ya que su estabilidad es limitada. Se alcanza una adecuada estabilidad cuando se agrega un polímero, siendo la estabilidad de la espuma directamente proporcional a la viscosidad del fluido base, por lo que se agrega más polímero o se reticula el fluido base. Los gases comúnmente usados son el Nitrógeno y el Anhidrido Carbónico (CO2). Ambos son gases baratos y fácilmente obtenibles. El Nitrógeno, además, es inerte. El uso de uno u otro esta determinado por el tipo de formación, la compatibilidad de los fluidos involucrados y la economía del proyecto. El uso del agente espumante está condicionado por el tipo de fluido base y la compatibilidad del aditivo con el fluido de formación.


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Espumas de Fractura •

•

•

Aplicaciones – Reservorios depletados o de baja presión – Formaciones sensibles al agua Ventajas: – Provee energía para un mejor limpieza – Buena eficiencia del fluido – Menos dañino para la conductividad de la fractura – Buena performance reológica a baja carga polimérica

Desventajas: – – – –

Baja concentración de apuntalante Ejecución más complicada Columna hidrostática disminuida (N2) Alto gradiente de fricción (CO2)



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Emulsiones Poliemulsiones 67% Aceite

33% Gel Base Agua (Fase contínua)

Emulsionante concentrado en la interfase


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EMULSIONES: Una emulsión es una dispersión de dos fases inmiscibles –como aceite en agua, o agua en aceiteestabilizadas con un surfactante. Se trata por ende, de un fluido bifásico, cuyas fases son ambas líquidas. Las emulsiones utilizadas en fractura son fluidos muy viscosos con excelentes propiedades de transporte de apuntalante. A mayor porcentaje de fase interna, mayor es la resistencia al movimiento de las gotitas formadas y, por consiguiente, mayor es la viscosidad. Las emulsiones han sido utilizadas por muchos años, desde los 60 (Keil, 1971). La emulsión más común es una compuesta de una fase interna del 67% de aceite y 33% de salmuera viscosificada como fase externa, conocida como “Polyemulsión”. La viscosificación del agua de la fase externa tiene como objetivo reducir el gradiente de fricción y aumentar la estabilidad de la emulsión. La concentración de polímero utilizada varía entre 20 y 40 lb/1000 gal, así, el fluido resultante contiene solo de 1/6 a 1/3 de polímero que un fluido stándard base agua de las mismas características reológicas. Las emulsiones usualmente se rompen mediante el mecanismo de absorción del emulsificante por la roca de la formación, dejando un daño mínimo tanto a la formación como al empaque (Roodhard et al., 1986).. Es de suma importancia que el emulsificante sea compatible con la roca del reservorio y no dañe la cara de la fractura por efectos de cambios de mojabilidad. La principal desventaja de la Polyemulsión es su elevado costo. También el gradiente de fricción es elevado. Las emulsiones se adelgazan significativamente a medida que la temperatura se incrementa, lo cuál limita su aplicación a formaciones de temperatura baja a media.


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Polyemulsión • Poliemulsión – 61% Aceite y 33% agua estabilizada con un emulsificante • Componentes: – Polímeros: PSG o HPG Emulsificador (Esteres) – Activador: – Quebrador: Enzimas y Persulfato de Amonio • Ventajas: – Alta viscosidad • Buen transporte de apuntalante – Buen control de filtrado (Bifásico) – Menor daño a la formación – Rango de Temperatura: 25 a 90 oC Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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EMULSIONES:


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Daño producido por el Polímero Daño por Gel

Fluido no dañino


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DAÑO POR POLIMEROS: Luego de una fractura, puede ocurrir una significativa reducción en la permeabilidad del empaque debido a un rompimiento parcial del fluido utilizado para crear la fractura. Los residuos del gel taponan la porosidad del empaque, pudiendo eliminarse una parte de ellos si el pozo es abierto poco tiempo después de terminada la fractura. Pero en aquellos pozos que no han fluido inmediatamente debido, por ejemplo, a problemas operativos o a baja presión del yacimiento, el daño puede llegar a ser considerable, puediendo taparse hasta un 95% de la permeabilidad original del apuntalante. La figura muestra los beneficios de utilizar fluidos no dañinos, como los viscoelásticos.


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Permeabilidad de la Fractura Empaquetada ) % ( 100 a d i n 75 e t e R d 50 a d i l i b 25 a e m r e 0 P

Arena 20/40

VES

HEC GUAR


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PERMEABILIDAD DE LA FRACTURA: La figura muestra una comparación, medida en laboratorio, entre las permeabilidades retenidas en el empaque luego de utilizarse tres fluidos diferentes, bajo las mejores condiciones. En el caso de los polímeros –PSG y HPG-, la concentración original del mismo se incrementa durante la fractrura por efecto del filtrado. En efecto, el elemento que se filtra hacia la formación durante la operación no es gel, sino el agua contenida en el mismo. Por lo tanto, la concentración original del polímero aumenta por este efecto, llegando a ser tan grande como 1000 lb/1000 gal. En este caso se uso una concentración de 400 lb/1000 gal y Persulfato de Amonio para romper el gel.


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Efecto del Apuntalante sobre el Fluido 10

d a d i s o c s i v a l e d o t n e m e r c n I

9

) % ( n ó i c c i r f a l e d o t n e m e r c n I

8 7 6 5

4

3

2

80 8 PPA

70 60 6 PPA

50 4 PPA

40 30

2 PPA

20 10

0 0

2

4

6

8

10

12

14

8

10

12

Concentración de Apuntalante (PPA)


14

16

18

20

Caudal (BPM)

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EFECTO DEL APUNTALANTE SOBRE EL FLUIDO: Al agregar apuntalante a un gel, se esta agregando un sólido. El resultado es una alteración de las condiciones reológicas del fluido resultante (llamado “Fluido sucio”). La medición de la reología bajo estas condiciones es muy dificultosa debido no solo a las condiciones de agregado, sino también a la distribución no uniforme del sólido en la mezcla. Lo que sí se sabe es que la viscosidad aumenta a medida que se agrega el apuntalante. En la figura se muestra el efecto de agregado de apuntalante a un fluido newtoniano y como varía su viscosidad en función de la concentración del sólido. Estos fluidos pueden llegar a contener un volúmen de sólidos comprendido entre un 20 y 80% del volúmen total. El eje vertical muestra el factor de incremento de la viscosidad del fluido base por efecto de la concentración de apuntalante. Estos datos aún se estan desarrollando y no existen tablas que nos ilustren estos datos fluido por fluido. A la derecha se muestra la variación del gradiente de fricción vs. la concentración del apuntalante. El comportameinto de esta curva se corresponde con lo observado en el gráfico de la izquierda para un gasto determinado, es decir la fricción se incrementa con el incremento de la concentración, pero a medida que aumenta el caudal, el incremento del gradiente tiende a bajar, posiblemente por efecto de una mejor distribución del sólidos dentro del fluido.


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Transporte de Apuntalante • Relación de densidad entre apuntalante y fluido

( p/ f): – Una mayor relación incrementa la velocidad de asentamiento

• Viscosidad del fluido: – A mayor viscosidad menor velocidad de asentamiento • Tamaño de grano: – A mayor granulometría, mayor velocidad de asentamiento • Caudal de bombeo: – La velocidad de asentamiento es inversamente proporcional al gasto (Turbulencia).


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TRANSPORTE DE APUNTALANTE: El comportamiento y rendimiento de una fractura depende de la geometría de la fractura empaquetada y de su conductividad. Debido a la gran diferencia este los Pesos Especîficos del fluido y del apuntalante, este último tiende a asentarse en el fondo de la fractura. Si este proceso alcanza cierta severidad, tendremos la formación de un banco o duna, la cuál afecta la geometría de la fractura e incrementa el riesgo de un arenamiento prematuro por puenteo o bloqueo del apuntalante dentro de la fractura, incrementa la presión de bombeo por incremento de fricciones e induce el arenamiento en los disparos. Para mejorar la geometría, se requiere una baja velocidad de decantación, lo que mejoraría la distribución del apuntalante a lo largo de la fractura y en la cara de la misma, cubriendo toda la altura creada. A una velocodad de corte igual a cero (Fluido estático), la velocidad de asentamiento es máxima y ocurre en el centro de la fractura durante el tratamiento, debido al perfil del movimiento del fluido (Laminar). Para predecir dicha velocidad se utiliza la Ley de Stokes bajo condición de velocidad de corte cero.

Fluido Lineal

u

=

g ∆ Pd p

2

18µ o g ∆ Pd p Ut (1− n ') 2

Fluido Potencia

u

=

18k '


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Daño a la Conductividad de Fractura • Principal causa: • El polímero contenido en el gel forma una pasta que no es

completamente quebrada por los rompedores incorporados

• La reducción de la conductividad es relativa a: • Concentración final del polímero • Concentración inicial del polímero • Tipo de X-link P  1−φ /100  • Temperatura P ' = s   C s  φ /100  • Concentración del quebrador • Concentración final del polímero (FPC) • FPC = Conc. Inicial x Factor de Concentración Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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DAÑO A LA CONDUCTIVIDAD: A medida que el fluido es inyectado, parte del mismo se pierde hacia la formación por filtrado. Este filtrado casi no contiene polímeros, sino que es casi 100% de agua. La macromoléculas de polímero son retenidas en la pared de la fractura, constituyendo una red que previene un filtrado mayor, tal como como hace el lodo durante la perforación de un pozo. El efecto final es un incremento de la concentración del polímero dentro de la fractura a valores mayores que los que el rompedor incorporado puede quebrar. Esto resulta en la formación de residuos muy difíciles de remover. Para reducir la influencia de este daño se debe trabajar con bajas cargas polimérica, utilizar un reticulador limpio, preferentemente boratos, y una concentración efectiva de quebradores adecuada a las condiciones reales de carga dentro de la fractura.


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Factor de Concentración ) m d A ( o r e m í l o p l e d n ó i c a r t n e c n o C e d r o t c a F

40

30%Proppant-Pack

35

P ' =

30 25

 P s  1−φ /100 



C s  φ /100 

33.5%Proppant - Pack

20 15 10 5

37%Proppant - Pack Porosity 0 1

2

3

4

5

6

7

8

Concentración de Apuntalante (PPA) Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V.

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FACTOR DE CONCENTRACION: El Factor de Concentración del Polímero (P’) se define como la relación existente entre la concentración final del polímero dentro de la fractura y la concentración inicial de mezcla. Si asumimos que todo el polímero permanence dentro de la fractura luego de completado el trabajo, P’ puede ser expresado como:

P ' =

Ps  1 − φ 



Cs  φ

 

Donde: PS = Peso Específico del apuntalante [lb/gal] CS = La concentración promedio del apuntalante dentro de la fractura, incluyendo el volumen de colchón [PPA] φ = La porosidad del apuntalante en condiciones de confinamiento [Fracción] Una concentración polimérica de entre 200 a 400 lb/1000 gal es encontrada usualmente en fracturas cerradas y confinadas. Esto origina un fluido muy difícil de desplazar a menos que se asegure una completa degradación del gel por temperatura y uso de quebradores. Este hecho dio origen a los estudios que llevaron al uso de quebradores encapsulados.


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7 - Fluidos de Fractura

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