Fracturamiento Fracturamiento Ácido En artículos anteriores estaban enfocados a fracturas con agente de sostén , principalmente para areniscas, pero también para algunas dolomitas, y calcitas (limestone, chalk). En este artículo hablaremos de fracturas en rocas carbonatos (dolomite, limestone, chalk) donde se utiliza cido para disol!er canales en las caras de la fractura. Estos canales hacen "ue la fractura no se cierre completamente, y guarda una cierta conducti!idad. Entonces no es necesario el uso de agente de sostén.. sostén
#na fractura cida es una fractura hidrulica, no se debe confundirla con un tratamiento matricial. $omo es una fractura hidrulica se inyecta por encima de la presi%n de fractura, rompiendo la formaci%n con el ob&eti!o de crear una fractura conducti!a con una longitud suficiente para permitir el drena&e eficiente del reser!orio. Este tipo de fractura f ractura es reser!ado a formaci%n de carbonatos' caliza o dolomita. $omo estas formaciones no son completamente homogéneas si se hace fluir cido sobre las caras de la fractura, no disol!er toda la superficie de la misma manera. Entonces se podr !er como canales grabados (etched) en la superficie. Estos canales son los "ue harn "ue cuando se cierre la fractura las dos caras no se apoyarn del todo una sobre la otra, y habr conducti!idad. conducti!idad.
a longitud y el grabado de la fractura dependern del tipo de cido utilizado. i el cido se consume rpidamente, debido a una alta !elocidad de reacci%n, no llegar *!i!o* al fondo de la fractura hidrulicamente hidrulicamente creada, y esta parte se cerrar nue!amente. +ambién depender de la perdida de fluido. as formaciones calizas y dolomitas son generalmente formaciones fisuradas, lo "ue incrementa tremendamente tremendamente las pérdidas de fluido, y el cido no llega al fondo de la fractura. e dice cido !i!o por un cido "ue tiene poder de disoluci%n. una !ez "ue ha perdido este poder por haber disuelto material soluble (roca o otro) lo llamamos cido gastado.
Definición de candidatos o todas las formaciones de carbonatos son candidatas. #na condici%n es "ue sean carbonatos relati!amente limpios. i contienen demasiado impurezas (-/0 de
solubilidad en 1$l) estas impedirn "ue las caras se graban correctamente y liberaran demasiado material insoluble "ue después taponar los canales. En los carbonatos muy blandos (tiza, *chalk*), como las tizas, la roca no tiene suficiente resistencia a la compresi%n para soportar los esfuerzos y una !ez disipada la presi%n de fractura las dos caras se aplasten una sobre la otra sin casi de&ar conducti!idad. En estos casos es recomendable fracturar con la inclusi%n de altas concentraciones de agente de sostén.
En algunos carbonatos hay posibilidad de elegir entre una fractura cida o una fractura con agente de sostén. $ada técnica tiene sus !enta&as y des!enta&as. os reser!orios carbonatos de ba&a permeabilidad pueden necesitar agente de sostén debido a la limitaci%n de la longitud de la fractura grabada.
Ácido versus Agente de Sostén #na fractura cida es operati!amente ms sencilla hacer "ue una fractura con agente de sostén, debido a "ue necesita menos e"uipamiento. o hay riesgo de arenamiento y siempre se podr finalizar la operaci%n. 2ero puede ser ms fcil asegurar la calidad de una fractura con agente de sostén. En los carbonatos es muy difícil controlar el filtrado por"ue son generalmente reser!orios fisurados o fracturados. os aditi!os para controlar el filtrado tienen una eficiencia limitada ya "ue el cido disuel!e la matriz "ue es el soporte de los mismos, de&ndolos nue!amente en soluci%n.
as fracturas cidas son limitadas a ciertos carbonatos cuando las fracturas con agente de sostén pueden ser utilizadas en cual"uier tipo de formaci%n. El cido, si es utilizado solo, no de&a polímeros en la fractura, y por lo tanto no habr da3o residual lo "ue implica una me&or conducti!idad. $omo el cido disuel!e la matriz, en la cercanía del pozo disol!er la zona de tortuosidades de&ando una buena cone4i%n pozo formaci%n.
a longitud de las fracturas cidas es generalmente corta en comparaci%n de una fractura con agente de sostén por el alto !alor de pérdida de fluido. Este puede ser un punto negati!o en ciertos yacimientos de gas de ba&a permeabilidad donde se necesita
largas fracturas conducti!as. #n tema a considerar es "ue la longitud efecti!a de la fractura grabada (etched) por el cido es limitada por la distancia por la cual este puede !ia&ar entre las caras de la fractura grabndolas correctamente antes de ser demasiado gastado.
Conductividad y Longitud a conducti!idad y la penetraci%n de las fracturas cidas son gobernadas por muchos factores. Entender estos factores y como se interrelacionan es necesario cuando se considera una estimulaci%n por fractura cida. El ob&eti!o es generar una fractura grabada la ms larga posible. 2ara esto se deber elegir el tipo de cido a utilizar. El cido clorhídrico reacciona rpidamente, y ms aun en un pozo profundo con alta temperatura. En este caso se deber utilizar otro tipo de cido como los cidos acético, cítrico, o mezcla de cidos. 5e ninguna manera se podr emplear cido fluorídrico ya "ue formaría precipitados en la formaci%n taponando todo.
i la formaci%n tiene un alto !alor de solubilidad el !olumen disuelto ser grande pero en una corta distancia. En esta zona el ancho ser grande pero a cerrarse la fractura si no hay un buen grabado de canales, no resultar necesariamente en una fractura de alta conducti!idad. 2ara retardar la !elocidad de reacci%n, en lugar de cambiar el tipo de cido o adems de cambiarlo, se puede utilizar aditi!os como son ciertos surfactantes "ue forman una película sobre la roca dificultando su contacto al cido. 1oy se trata de e!itar estos aditi!os y se prefiere gelificar el cido. 6 ser gelificado el mo!imiento de las moléculas dentro de la masa de fluido es ms lento, y la !elocidad de reacci%n también. e necesita longitud, pero longitud con buena conducti!idad. Esta depender en forma directa del ancho después del cierre de la fractura. El ancho es en parte funci%n del !olumen de roca disuelta, pero también del esfuerzo de confinamiento y la dureza de la roca. Entonces no necesariamente por"ue se disol!i% ms roca se obtendr una me&or conducti!idad. a forma del grabado es importante. 5esgraciadamente hoy no se sabe bien cual es la forma del grabado y ning7n de los simuladores comerciales es confiable. #na buena raz%n es "ue el fen%meno no es bien entendido, y por lo tanto no se puede desarrollar un modelo matemtico. 2or e4periencia se sabe "ue cada roca tendr su propia respuesta. i la roca es demasiado homogénea el grabado ser homogéneo y casi sin canales. 2or esta raz%n en formaciones demasiado blandas (tizas), y a !eces en formaciones no tan blandas,
es me&or fracturar con agente de sostén. #na soluci%n es utilizar cido gelificado como fluido de transporte para el agente de sostén.
Elección del Fluido En Tabla 1 se !e diferentes tipos de cidos y su poder de disoluci%n en libras de carbonato de calcio disuelto por 8/// galones de cido. e !e "ue el poder de disoluci%n del cido clorhídrico es unas dos !eces el del cido f%rmico, y 9 a : !eces el del cido acético. ; sea si se utiliza cido acético se debe inyectar !olumen mucho ms grande "ue con cido clorhídrico para disol!er un mismo !olumen. a forma del grabado no ser la misma.
Tabla 1. +ipos de cidos
El poder de disoluci%n de los cidos orgnicos es mucho menor. Fueron utilizados con el 1$l para dar un cierto grado de retardaci%n, creando conducti!idad ms profundo dentro de la formaci%n. as concentraciones de uso son'
<Ácido f%rmico - =0 <Ácido acético - 8/0
6 mayores concentraciones, cuando se gaste pueden precipitar altas concentraciones de sales de calcio en la formaci%n. e recomiende energizar el cido con $; > para limpiar rpidamente el pozo. 5ependiente de la temperatura del reser!orio y de la concentraci%n los cidos orgnicos se gastan hasta un cierto punto y nada ms. a soluci%n guarda un p1 muy ba&o. El 1$l se gasta completamente a cual"uier temperatura. El efecto de mayor temperaturas sobre los cidos orgnicos es de disminuir la reacti!idad en los reser!orios carbonatos.
ecanis!o de Fractura Ácida 6dems de los principios fundamentales de fracturaci%n, para las fracturas cidas se deben tomar en cuenta algunas consideraciones adicionales. Estas consideraciones implican clculos especiales para el leakoff del cido, la !elocidad de reacci%n con la roca, y el transporte en 95 del cido dentro de la fractura.
#no de los problemas de las fracturas cidas son los altos !alores de filtrado (o leakoff). El mismo cido !a generar la formaci%n de canales cada !ez ms grandes perpendiculares a la cara de la fractura, como también ensanchar las fisuras naturales. Entonces el filtrado ser cada !ez ms importante. En consecuencias los reductores de filtrado deben ser partículas de tama3o mucho mayor "ue para una fractura en arenisca donde se "uiere tapar las gargantas porales. En fracturas cidas se utilizan materiales como sílice malla 8//. +iene el incon!eniente de ser un material insoluble. as perdidas de fluidos cidos pueden resultar en muy ba&as eficiencias del fluido de hasta ?0. a superficie de perdida se incrementa mucho a medida "ue se
desarrolla los @ormholes y "ue se agrandan las fisuras naturales. Esto resulta en dificultades para mantener la presi%n de fractura.
En la Figura 1 !emos un *@ormhole* "ue fue hecho en laboratorio inyectando un cierto !olumen de cido en una muestra de caliza. 5espués el cido fue desplazado por una resina "ue lleno el espacio creado por el carbonato disuelto. 5espués "ue la resina endureci% se puso la muestra en cido para disol!erla completamente y poder obser!ar el @ormhole. Este es el tipo de canales "ue se forman perpendiculares a la cara de la fractura. 2ueden penetrar !arios pies dentro del reser!orio. on la consecuencia de un ensanchamiento selecti!o de los poros ms grandes a medida "ue la roca reacciona con el cido. El crecimiento del @ormhole se para cuando no hay ms cido *!i!o* en su punta. Estos fen%menos no son toda!ía simulados de manera fehacientes por ninguno de los simuladores utilizados por la compa3ías de fractura, mismo si dicen "ue lo hacen. ; sea el dise3o depender mucho de la e4periencia del ingeniero responsable.
Figura 1. 5esarrollo de un Aormhole
Control del Lea"off 1ay !arias técnicas para limitar el efecto del leakoff. #na de las soluciones es iniciar la fractura con un gel polimérico con!encional para "ue el mismo polímero entre y tapona las fisuras. 5etrs del gel se bombea el cido. 2artiendo del mismo principio se alterne bacheos de geles y de cido, por e&emplo 8/// galones de gel seguidos de 8/// galones de cido, y así sucesi!amente haciendo !arias etapas seg7n la longitud deseada. 6dems el cido se canalice (fingering) dentro del gel permitiéndole una mayor penetraci%n del cido !i!o dentro de la fractura.
+ambién por su !iscosidad, el gel genera mucha perdida de presi%n en los @ormholes "ue penetra. B así impide la penetraci%n del cido. ;tra técnica cada !ez ms utilizada es el cido gelificado. 1ay nue!os productos con los cuales el cido gelifica a ciertos !alores del p1 de la soluci%n entre el p1 del cido !i!o y el p1 del cido gastado. Este permite "ue a medida "ue el cido se gasta se incrementa su !iscosidad tapando los @ormholes y fisuras. 6 medida "ue siga subiendo lentamente el p1 la soluci%n pierde nue!amente su !iscosidad y el pozo puede ser producido.
;tros materiales para reducir el leak
< Polímeros hinchables: esta técnica es utilizada con é4ito limitado. Estos polímeros no se disuel!en completamente en cido, pero forman partículas "ue blo"uean los @ormholes en el comienzo del tratamiento.
< Resinas solubles: se necesite concentraciones muy altas, CD< >// lbD8/// gal, por lo cual limita su uso.
Efectos durante el Fractura!iento Ácido Canalización por viscosidad (fingering)
;tra !enta&a de utilizar bacheo de gel polimérico y de cido es el efecto de canalizaci%n de un fluido de ba&a !iscosidad dentro de un fluido de mayor !iscosidad. e inyecta un gel !iscoso y detrs se inyecta cido ("ue no es !iscoso) de manera "ue este se canalice dentro del gel y puede ir ms le&os dentro de la formaci%n. +ambién la pérdida de fluido es menor ya "ue el cido est menos en contacto con la cara de la fractura en toda su longitud. os geles deben ser resistentes al cido y por lo tanto no son guar ya "ue estos traba&an a p1 altos, y se rompe a p1 ba&os.
Enfriamiento (Cooldown)
a !elocidad de reacci%n de todos los cidos es funci%n de la temperatura. En formaciones profundas con altas temperaturas es necesario enfriar la roca. 2or ese moti!o se inicia generalmente la fractura con un fluido no cido "ue tiene dos funciones' abrir la fractura y enfriar la formaci%n. El enfriamiento no tiene efecto muy adentro de la formaci%n ya "ue la superficie de contacto del fluido sobre las caras de la fractura es tan grande "ue el fluido se calienta rpidamente.
El aspecto ms importante para el enfriamiento es la in!asi%n de la porosidad primaría. nyectar un gran !olumen de fluido frío en un sistema de fisuras naturales no permitir obtener una disminuci%n notable de la temperatura de la roca entre las fisuras. En la mayoría de los casos la temperatura en el pozo frente a los punzados se estabiliza rpidamente en un !alor ligeramente por encima de la temperatura de superficie (8/ a 9/F por encima de la temperatura de superficie), o sea el fluido llega frío a los punzados y su calentamiento se hace dentro del cuerpo de la fractura.
E4periencias de fracturamiento hidrulico en pozos nue!osDacti!os Garcelo Gadrid 1ace : a3os Fracturamiento 1idrulico Los benefcios del racturamiento hidráulico son bien reconocidos en la industria petrolera, técnica que ha sido aplicada en miles de pozos alrededor del mundo, por lo que siguen siendo consideradas al momento de la completación de pozos nuevos, remediación y/o mejoramiento de la productividad de pozos activos en producción !ste es el caso de los pozos del yacimiento L"# que se encuentra hacia $! de la cuenca del oriental de %enezuela !ste yacimiento presenta areniscas intercaladas con sellos lut&ticos, que por su ambiente depositacional proundo, presenta alta compactación, reduciendo notablemente la permeabilidad en el medio poroso, por lo que la productividad de estos pozos mediante 'ujo matricial se considera despreciable !l racturamiento hidráulico se ha establecido como la técnica de completación para nuevos pozos en el yacimiento L"#, como es el caso del pozo en pozos nuevos, pero también ha sido considerada la aplicación en pozos viejos completados en capas de muy baja permeabilidad, la cual
presentan un amplio intervalo ca(oneado !l propósito de este art&culo es presentar las lecciones aprendidas y resultados obtenidos durante el racturamiento hidráulico de los mencionados pozos, la cuales presentaron un alto desa&o para la defnición de las mejores prácticas operacionales, que garantizaron los compromisos de producción propuestos !l mejoramiento en la producción del yacimiento L"#, ha sido importante con la implementación del racturamiento hidráulico, en pozos nuevos se ha observado que el incremento es de apro)imadamente **++ barriles de petróleo en pozos que no ten&an capacidad de producir a la estación en pozos activos se ha visto incrementos de apro)imadamente el -.+ en la producción con respecto a la condición del pozo antes de realizar el trabajo de racturamiento hidráulico INTRODUCCIÓN
!l racturamiento hidráulico comenzó a aplicarse a partir de los a(os -01+, con el objetivo de crear canales de alta conductividad dentro del yacimiento, incrementado el área de drenaje y la producción en yacimientos de muy baja permeabilidad, reduciendo la energ&a requerida para mover el hidrocarburo del yacimiento hacia el pozo !ste objetivo es alcanzado bombeando 'uido a alta presión, rompiendo la ormación y creando canales de alta conductividad La creación de l a ractura es lograda a través de 'uidos de alta viscosidad la cual permiten transportar material apuntalante 2propante3 !ste 'uido viscoso es dise(ado apropiadamente con el propósito de que este se pueda 4romper4 después de un tiempo estipulado, perdiendo la capacidad de transporte !l material apuntalante es mantenido en el sitio por la presión ejercida por la ormación después de alcanzar la presión de cierre de ractura 5ebido a las propiedades mecánicas, el material apuntalante puede mantener la ractura abierta y sobre todo, la de crear un canal con una permeabilidad considerablemente mayor que la permeabilidad de la ormación 5espués de la operación de bombeo, el 'uido 4roto4 de ractura es retornado a superfcie en la ase de limpieza del pozo
