ESTIMULACION A fin de avanzar con los conceptos básicos daremos algunas definiciones de parámetros que utilizaremos utilizaremos mas adelante: Porosidad: La porosidad es la capacidad de un material de absorber líquidos líquidos o o gases gases.. La porosidad viene dada por el porcentaje de huecos existentes existentes en el mismo mismo frente al volumen total. Permeabilidad: !s la capacidad de un material para que un fluido lo fluido lo atraviese sin alterar su estructura interna. "e afirma que un material es permeable si deja pasar a trav#s de #l una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado e impermeable si la cantidad de fluido es despreciable. La velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende de tres factores básicos: a$ la porosidad la porosidad del del material. b$ la viscosidad viscosidad del del fluido considerado afectada por su temperatura.. temperatura c$ la presi%n la presi%n a a que está sometido el fluido. Para ser permeable un material debe ser poroso es decir debe contener espacios vacíos o poros o poros que que le permitan absorber fluido. A su vez tales espacios deben estar interconectados para que el fluido disponga de caminos para pasar a trav#s trav#s del material. La permeabilidad permeabilidad se mide en &arc' pero como es una unidad bastante alta para la ma'oría de las rocas productoras generalmente se expresa en cent#simas de &arc' es decir milidarc's ()))* &arc'$. +ojabilidad: es la capacidad que tiene un líquido líquido de de extenderse ' dejar una traza sobre un s%lido s%lido.. &epende de las interacciones intermoleculares entre intermoleculares entre las mol#culas superficiales superficiales de ambas sustancias. &os líquidos diferentes
(agua ' petr%leo$ tendrán diferentes fuerzas de interacci%n sobre una misma roca por lo tanto uno tenderá a extenderse ' pegarse sobre la misma ' el otro no podrá tomar contacto ' será expulsado. +atriz: !s el cemento que une los granos de arena generalmente formado por arcillas ' fragmentos de distintos minerales. ,iscosidad: La viscosidad es la oposici%n de un fluido fluido a a las deformaciones tangenciales. -n fluido que no tiene viscosidad se llama fluido ideal. !n realidad todos los fluidos conocidos presentan algo de viscosidad. ambi#n se puede definir definir como /medida /medida de la resistencia resistencia de un líquido líquido a fluir0. La viscosidad en poises se define como la magnitud de la fuerza ( esfuerzo de corte$ (medida en dinas por centímetro cuadrado de superficie$ necesaria para mantener 1 en situaci%n de equilibrio 1 una diferencia de velocidad (velocidad (velocidad de corte) de * cm. por segundo entre capas separadas por * cm. 2o todos lo fluidos fluidos se comportan comportan de la misma misma manera al aplicársele un esfuerzo: !l agua tiene una viscosidad constante sea cual sea la velocidad de corte3 los lodos de perforaci%n perforaci%n ' lechadas lechadas de cemento tambi#n tambi#n tienen tienen una viscosidad constante para casi todos los esfuerzos aplicados pero se debe exceder cierto cierto esfuerzo de corte para que se ponga en movimiento movimiento debido debido a la resistencia resistencia del gel3 los los fluidos de fractura tienen una viscosidad que disminu'e a ma'ores velocidades de corte ' por 4ltimo los fluidos dilatantes (ciertos almidones$ tienen un incremento de viscosidad a ma'or velocidad de corte. 5radiente de fractura (56r$: !s el cociente de la presi%n de tratamiento en el fondo (P6$ ' la profundidad tratada (7$: 56r (psi8ft$ 9 P6 (psi$ 8 7 (ft$
&efinici%n: !s la presi%n (Psi$ necesaria para fracturar una zona por unidad de longitud (ft$. !s importante recordar que el gradiente de fractura puede ir variando a lo largo de la vida de un pozo 'a que no solo involucra el peso que la formaci%n soporta sino tambi#n la presi%n a la cual están los fluidos dentro de los poros. +;," &! -2A !";+-LA<;=2 A medida que transcurren los distintos eventos de un pozo se generan diferentes expectativas. !n la erminaci%n reparaci%n primaria ' reparaci%n de pozo productor para >ecuperaci%n "ecundaria se desea un aporte significativo de hidrocarburo con bajo porcentaje de agua3 en cambio en una reparaci%n de pozo in'ector para >ecuperaci%n "ecundaria el inter#s primordial es una buena admisi%n de agua con una baja presi%n de bombeo de las capas que pertenecen al pro'ecto. !n muchos casos esta expectativa no se ve reflejada en los resultados ' nos obliga a revisar todos los datos que generaron ese inter#s (
ocurre que produce abundante agua con escaso petr%leo debido a la mojabilidad de la roca. Pero tambi#n ha' otros motivos que se denominan /&a?o0 % /efecto "@in0 que impiden llegar al objetivo ' producen una reducci%n de la permeabilidad de la formaci%n en las cercanías del punzado ' puede ser ocasionado durante la etapa de perforaci%n terminaci%n reparaci%n % producci%n. !ste /da?o inducido0 puede deberse a varios factores tales como: a$ "%lidos de la in'ecci%n (o fluido de terminaci%n$ que penetren en los espacios porales. (Perforaci%n1 erminaci%n$ b$ 7inchamiento de arcillas por agua del filtrado del lodo. (Perforaci%n$ c$
profundidad del punzado dejando una considerable secci%n de baja permeabilidad que solo permitirá un porcentaje relativamente bajo de producci%n. c$ >eservorio de baja permeabilidad: !stos reservorios son de bajos caudales de producci%n la baja permeabilidad puede ser cerca del pozo lejos (barrera$ % en todo el horizonte productivo.
&ependiendo del motivo de la baja producci%n (% in'ecci%n$ se definirá que tipo de estimulaci%n se deberá realizar a la8las capa8s por lo que es recomendable realizar un ensa'o de recuperaci%n de presi%n (build up$ que nos definirá la permeabilidad da?o a la formaci%n distancia del da?o al pozo la presi%n de reservorio existencia de fallas cambios de permeabilidad contacto agua1petr%leo etc. "e designa con el nombre de !";+-LA<;=2 &! PC" a los procesos físico1químicos que se realizan en un determinado espesor productivo de un pozo con el prop%sito de llegar a un objetivo propuesto (aumentar la capacidad de flujo$. "e pueden dividir en tres grandes grupos: *.1 6racturaci%n 7idráulica: "e rompe la formaci%n por intermedio de un líquido (agua petr%leo @erosene gasoil$ a una presi%n que excede el límite elástico de la roca extendiendo continuamente la fractura formada ' rellenándola con un agente sost#n a fin de mantenerla abierta al quitar la presi%n ' con el correr del tiempo. Las fracturas ácidas son tratamientos físico1químicos basados en la ruptura de la formaci%n con un fluido acuoso ' posterior in'ecci%n a trav#s de la fractura formada de un ácido determinado (generalmente clorhídrico1
la de ruptura de la formaci%n que modifican la morfología poral de la roca reservorio. E.1 ratamientos químicos: Las zonas de los punzados pueden verse obturadas por dep%sitos en alg4n período de tiempo (generalmente a?os$. &ichos dep%sitos son producto de la corrosi%n las bacterias las areniscas finas arrastradas por la fluencia las incrustaciones de sales insolubles ' asfaltenos % componentes mu' viscosos dejados por la producci%n de petr%leo. rientaci%n de la fractura: La ma'oría de las fracturas se producen en un plano perpendicular a la direcci%n del menor esfuerzo. !n fracturas realizadas en zonas someras el esfuerzo horizontal puede ser ma'or que el esfuerzo de sobrecarga en este caso las fracturas son horizontales. (6ig. 61D$
5eometría de la fractura: "e asume que la fractura es del tipo lineal de altura constante ' que tiene dos alas de iguales dimensiones. !n la geometría de la fractura de los tres parámetros más importantes son: 1 Largo (Lf$ 1 Ancho (Af$ 1 Alto (7f$ !l largo ' el ancho se consideran variables.
6luidos de 6ractura.
!l fluido de fracturaci%n tiene el objetivo de crear la fractura inducir su altura longitud ancho ' transportar el agente sost#n que soportará las fuerzas de la formaci%n cuando se detengan las bombas. -no de los factores mas importantes para crear una fractura es la velocidad a la cual se fluido se filtra dentro de la formaci%n (Perdida de filtrado$. "i es mu' alta casi todo el líquido se va por los poros ' mu' poco queda en la zona fracturada ' no es posible que la fractura se propague mu' lejos. Por otro lado la capacidad para transportar el agente sost#n es funci%n de la viscosidad del fluido3 a ma'or viscosidad mejor transportará el material. La experiencia en la zona empuja a buscar un gel con alta capacidad de transporte a nivel de los punzados donde ocurren el FGH de los arenamientos. Para iniciar la fractura se utilizan geles lineales. Los base agua son básicamente agua mas un polímero como viscosificante. !l mas utilizado es 5oma 5uar producto natural extraído de una planta originaria de ;ndia8Pa@istán. !n contacto con el agua las partículas de 5uar se hidratan ' se hinchan. Los geles lineales no tienen suficiente viscosidad para transportar altas concentraciones de agente sost#n lejos dentro de la fractura. Por tal motivo a este 5el se le agrega un reticulador metálico (borato$ creando largas cadenas polim#ricas entrelazadas unas con otras que en mu' bajas concentraciones ()G a GH o$ incrementa la viscosidad de manera importante. La viscosidad pasa de IG) cPo a J*))) cPo. !ste 5el se denomina 5el
>equerimientos de un fluido de fracturaci%n ideal *.1 ;niciar la fractura. D.1 Propagarla. E.1 ransportar el agente sost#n. 2o tiene que decantar especialmente la bauxita. K.1 "er compatible con los fluidos de formaci%n ' la roca (6ormaciones mu' sensibles al agua ' evitar emulsiones$. G.1 &ejar un residuo mínimo o da?o que pueda ser eliminado fácilmente durante la limpieza del pozo. .1 6ácil ' seguro de manipulear ' bombear. M.1 "er estable a altas temperaturas. N.1 6actible de preparar en superficie. F.1 !xhibir el mínimo posible de p#rdidas por fricci%n. *).1 ener una viscosidad controlable para transportar el agente sost#n ' luego romperse rápidamente. (-na viscosidad mu' alta tiende a crear una fractura ancha ' corta ' una mu' baja originará una larga ' angosta$ **.1 ajos costos. (ase agua es mas econ%mico$ ipos de 6luidos a$ 6luidos base petr%leo: "on relativamente baratos ' suelen ofrecer una buena viscosidad lo cual los hace ventajosos para fracturar pozos de poca ' mediana profundidad a caudales relativamente bajos. "e los utiliza cuando el da?o debido al contacto agua1formaci%n es mu' severo. Los factores que limitan su uso son las p#rdidas de fricci%n ' el peligro de incendio. b$ 6luidos base agua: !l agua gelificada presenta grandes ventajas debido a su ma'or densidad ' menores p#rdidas de fricci%n en pozos profundos o donde se requieren
caudales elevados.
"e utilizan P7 bajos (GG1$ para incrementar la velocidad de hidrataci%n de los gelificantes. &espu#s el P7 es incrementado para parar la hidrataci%n ' tambi#n para hacer reaccionar el reticulador. "urfactante: Para prevenir interacciones entre el agua ' el petr%leo. "on utilizados para disminuir las tensiones superficiales de los fluidos de fractura dentro de la formaci%n. Agentes estabilizadores de arcillas: "e utilizan en los fluidos de fractura base agua para prevenir el hinchamiento de las arcillas. Los iones de las sales reaccionan químicamente con las arcillas ' no permiten que absorban agua. Las sales son:
uptores: Asumiendo que hemos formado un gel ' luego queremos que este se rompa ' se transforme en un fluido no viscoso que pueda ser recuperado fácilmente en superficie para su posterior eliminaci%n. !l ruptor mas utilizado es el persulfato de amonio. "e utiliza encapsulado para retardar la reacci%n hasta el momento en que el 5el est# dentro de la formaci%n. >eductores de fricci%n: si podemos reducir la fricci%n del fluido necesitaremos menos presi%n de bombeo. Agentes de control de p#rdida de fluido: A medida que el fluido se mueve a trav#s de la fractura algo se perderá por las paredes hacia la formaci%n lo cual reducirá la eficiencia de la operaci%n. Para evitar esta p#rdida '
mejorar la eficiencia del fluido se utiliza los reductores de filtrado: "ílice resinas emulsiones ' espumas. 5ases ' espumas: Algunas veces gases ' espumas son utilizados como agentes limpiadores despu#s de haber terminado la estimulaci%n. Agentes divergentes: "e utilizan para desviar el flujo de una zona punzada a otra. +ecánicos: olitas selladoras tapones de arena selectiva con tap%n ' P@. Buímicos: "al gruesa ácido benzoico en escamas resinas polímeros espumas. !s mu' importante que el material se disuelva despu#s del tratamiento. A5!2!" &! ""!2 !l agente de sost#n es necesario para mantener la fractura abierta e incrementar la conductividad. Las propiedades ideales son: 1 Alta resistencia a la compresi%n para que no se rompa con la presi%n de confinamiento. !n caso de romperse los granos de arena las partículas más peque?as pueden taponar parcial % totalmente el empaque de arena reduciendo la conductividad. 1 enga una permeabilidad superior a la de la formaci%n siendo para ello uniforme en su tama?o ' redondeado. 1 "ea inerte a los fluidos de formaci%n de fracturaci%n ' eventuales tratamientos químicos posteriores (>esistencia a la corrosi%n$. 1 Poca diferencia con la densidad del fluido de fractura. 1 ajo costo ' fácil manipuleo.
1 ama?o adecuado para viajar por el ancho de la fractura el cual debe ser como mínimo DG el diámetro máximo del sost#n utilizado. ;P" &! A5!2!" &! ""!2 Los agentes de sost#n más comunes son: Arena: 5eneralmente son de E tama?os: N8*D3 *)8D) ' D)8K) pero tambi#n existen mallas K)8) ' *)).1 1 -nimín adger: actualmente son consideradas las mejores arenas en el mercado. ienen mejor esfericidad8redondez ' mejor resistencia a la compresi%n que otras arenas. 1 exas 2orton: "on de menor calidad ' se rompen fácilmente tanto debido a la presi%n de confinamiento como a los efectos mecánicos dentro de las bombas.
es reducido por su alto costo ' su alta densidad. &isponible en los siguientes tama?os: *8E)3 D)8K)3 E)8G).1 Arena resinada: 1 >esina pre1curada: +ejor resistencia que un arena convencional. !s utilizada arena tipo exas a un costo similar de una arena -nimin. 1 >esina curable: La resina es activada por efecto de temperatura o por un catalizador ' se endurece n la formaci%n ligando los granos de arena ' haciendo un tipo de filtro dentro de la fractura. !s un sistema caro ' operativamente delicado. Para la selecci%n de una agente de sost#n ha' muchas decisiones a tomar. 5eneralmente mas caro es el agente mejor es la conductividad. La cantidad del agente dependerá de la geometría de la fractura deseada: Longitud ancho altura. La granulometría % malla es funci%n de la resistencia a la compresi%n ' al diferencial de permeabilidad deseada 6ormaci%n86ractura. !l tipo de agente es funci%n de la presi%n de confinamiento ' conductividad deseada. "elecci%n de capa a fracturar. "in duda será el 5e%logo % >eservorista quien decida que capa debe ser fracturada. asará su decisi%n en las expectativas creadas por los datos previos obtenidos de: perfiles de pozo abierto (permeabilidad porosidad$ testigos laterales medici%n de presiones de formaci%n correlaci%n con pozos vecinos análisis de laboratorio etc. Pero no son estos datos geol%gicos los 4nicos que se deben
tener en cuenta: Los perfiles de calidad de cemento (<L8,&L " etc$ deben garantizar que la aislaci%n es perfecta con las zonas superiores e inferiores. "i se decide fracturar una zona donde el cemento no es de buena calidad es probable que la fractura tome un rumbo hacia una zona que no se desee fracturar con l consiguiente perjuicio econ%mico que ello acarrearía. !B-;PA+;!2 &!
Armado de las líneas de succi%n del /lender0. &e acuerdo con la distribuci%n de los equipos seg4n la 6ig.61K &P se efect4a la conexi%n desde los tanques al /blender0 mediante mangueras con espiral de acero de K0 que impide que las mismas se contraigan cuando succionan las bombas centrífugas * ' D. !l /lender0 es el equipo mas importante en la locaci%n para una fractura. Las centrífugas tienen una capacidad de G) a *)) P+.
Pruebas previas a la fractura. -na vez que se ha fijado el p.>ec. por debajo de la zona a punzar fijamos el P@. en zona ciega (aprox.K m. por encima del p.>ec.$. >ealizamos la prueba del tap%n con DG)) Psi con la bomba de ahogue del equipo. "i la prueba es positiva conectamos la línea de fractura ' probamos el tap%n con los fracturadores con D))) Psi más que la presi%n de trabajo programada. ec. más el P@. más los tubing J la línea de alta presi%n de fractura. "i la prueba nuevamente es positiva procederemos a librar el P@. ' fijarlo unos *) m. arriba de la zona a fracturar. Probaremos el mismo por anular (!sclusa parcial P cerrada$ con M)) Psi. "i en alguna de la pruebas se comprueba una p#rdida se libera la presi%n ' se subsana el inconveniente. +ini16rac
odos los cálculos previos realizados para concluir en el programa de fractura se han basado en datos de perfiles testigos gradiente de fractura de la zona experiencias en el 'acimiento etc.
Previo al inicio el bombeo se determina con un limitador de seguridad la presi%n máxima a la cual todos los equipos se detendrán en forma automática. !sto se hace para evitar presiones ma'ores a las que permiten las líneas de fractura ' tubing. ;niciado el bombeo del 5el lineal (colch%n$ se deben poner los equipos a la potencia necesaria en el menor tiempo posible para lograr el caudal ' presi%n programada. La presi%n de ruptura se puede ver en los gráficos en superficie por una peque?a caída de la presi%n en boca acompa?ada por el incremento del caudal. "e continuará in'ectando el volumen de 5el lineal programado buscando abrir ' extender la fractura. -na vez que todo este colch%n ha sido bombeado al interior del tubing sin parar el bombeo se contin4a desplazando con el 5el croslinquiado ' el agente de sost#n. A medida que el agente va ingresando al tubing va aumentando la presi%n hidrostática de la columna por lo tanto se reduce la presi%n de bombeo en boca. 2ota: Al principio el agente de sost#n va mezclado al gel en bajas concentraciones (D lbs8gal%n 9 D PP5$ ' se va aumentando esta concentraci%n seg4n el programa hasta llegar al total de bolsas de arena programada. &epende del tipo de agente de la permeabilidad deseada de la viscosidad del gel ' del diámetro de los orificios del punzado el máximo de concentraci%n. ( N % *) PP5$. Al momento que la arena comienza a penetrar a trav#s del punzado en la fractura comienza a incrementarse la presi%n de fondo la cual se debe observar 'a que ha medida que aumente la concentraci%n
de arena mas aumentará esta presi%n ' si lo hace mas de lo programado es probable que se deba cortar una % dos concentraciones de arena finales 'a que si no lo hacemos tendremos un arenamiento previo quedando arena dentro del tubing complicando la futura operaci%n de librado del P@. Ra con toda la arena desplazada dentro del tubing sin parar el bombeo continuamos desplazando con gel lineal. !sto hará que la presi%n hidrostática de la columna de tubing disminu'a incrementándose la presi%n de bombeo. Al estar finalizando el desplazamiento de arena es conveniente reducir el caudal ' buscar el arenamiento para evitar que la zona del punzado quede sin arena por un sobredesplazamiento. !sto hará que la presi%n de bombeo se incremente en forma brusca obligando a parar las bombas ' terminar la operaci%n.
