PROPIEDADES DE UN FLUIDO FRACTURANTE FRACTURANTE Los fluidos fracturantes son bombeados hacia las formaciones subterráneas para estimular la producción de gas y aceite. Para lograr una estimulación exitosa, el fluido fracturante debe tener ciertas propiedades físicas y químicas 3: 1. Debe ser compatible con el material de la formación. 2. Debe ser compatible con los fluidos de la formación. 3. Debe ser capaz de suspender el apuntalante y transportarlo en lo profundo de la fractura. 4. Debe ser capaz a través de su propia viscosidad de desarrollar la fractura con el ancho necesario para aceptar el apuntalante. 5. Debe ser un fluido eficiente. 6. Debe ser fácil de remover de la formación. 7. Debe permitir una baja fricción. 8. La preparación de los fluidos debe ser simple y fácil para desarrollarse en el campo. 9. Debe ser estable para que pueda mantener su viscosidad a lo largo del tratamiento. 10. Debe ser económicamente rentable. 2.3 CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS FRACTURANTES 2.3.1 Fluidos base agua4 Los fluidos fracturantes basados en agua son utilizados en la mayoría de tratamientos actuales de fracturación hidráulica. 1. Los fluidos basados en agua son económicos. La base del fluido, agua, es mucho más económica que el aceite, condensados, metanol o ácido. 2. Incrementan el rendimiento del cabezal hidrostático, en comparación con los de aceite, gases y metanol. 3. Son incombustibles; por lo tanto no representan un riesgo de fuego. 4. Están disponibles con facilidad. 5. Son fácilmente viscosificados y controlados. En retrospectiva, muchos de los tratamientos fracturantes iniciales basados en agua fueron direccionados a formaciones que no tenían mucha sensibilidad al agua. Las ventajas que presentan este tipo de fluidos provee incentivos a las compañías de servicio para desarrollar aditivos, tales como, cloruro de potasio, estabilizadores de arcilla, surfactantes, y desemulsificantes que hacen a los fluidos basados en agua, más versátiles. • Fluidos fracturantes lineales o polímeros viscosificantes 5 La necesidad de espesar agua para ayudarse a transportar los apuntalantes, decrece la pérdida de fluido, e incrementa el ancho de la fractura, siendo aparentemente para investigadores, lo más rápido. La primera viscosificación fue con almidón. Este particular fluido tuvo una vida corta, ya que rompe su sensibilidad, por la falta de estabilidad en la temperatura y por la activación bacterial. a) Goma guar. Fue de las primeras utilizadas para viscosificar el agua usada en los fracturamientos, 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. Fluidos de nueva generación. Actualmente hay en el mercado fluidos fracturantes ecológicos. El daño causado al entorno ambiental y al yacimiento es mínimo. El problema con los fluidos lineales es su pobre capacidad para suspender el apuntalante. También el gel lineal tiene menos estabilidad de temperaturas que un fluido activante similar. El gel lineal es eficaz cuando se trata de eliminar daños a la formación o para evitar amontonamientos del apuntalante en una fractura, cerca de la boca del pozo, entonces un gel lineal podría ser un fluido ideal. • Fluidos fracturantes activadores 6 En la reacción de activación el peso molecular del polímero base es substancialmente incrementado al tratar juntas las varias moléculas de polímero en una estructura, a través de activadores de metales. La incompleta degradación de gel, después de los tratamientos de fractura, resultaría mucho menor, en el retorno de producción de un gel muy viscoso que podría posiblemente acarrear un retorno de apuntalante fuera de la fractura. La peor situación podría resultar en un temporal o quizás permanente taponamiento de la fractura, empacada con el apuntalante. Los sistemas de activación de HPG pueden ser bombeados en la profundidad del yacimiento caliente. Ocurre mucha degradación por corte, si el fluido es activado en la superficie y bombeado a altas velocidades, dentro de buenas tuberías y através de perforaciones. Debido a esta tendencia a perder su viscosidad permanente como resultado de altas velocidades de corte, el uso de sistemas de gel activador “estándar” ha declinado dramáticamente. Estos sistemas han sido
recientemente sustituidos por sistemas activadores de fluidos fracturantes retardadores. • Sistemas de activación retardada El tiempo de activación se define como el tiempo en el cual el líquido base adquiere una estructura rígida. Este es evaluado en campo por medio de muchas técnicas. Algunos observan el fluido visualmente en la mezcladora. Este tiempo de activación ocurre cuando el vórtice en la mezcladora desaparece bajo la velocidad del equipo de corte. Los resultados de recientes investigaciones indican que los sistemas de activación retardada permiten mejor dispersión de los activadores, proporcionando más viscosidad y una mejora en la estabilidad de la temperatura de los fluidos fracturantes. Otra ventaja de los sistemas de activación retardada es la baja fricción de bombeo (o pérdida de fricción) debido a bajas viscosidades en buenas tuberías. El uso de fluidos retardadores proporciona una alta viscosidad final en el fondo del pozo y da mucho más eficiente uso de caballos de fuerza disponibles en la locación. 2.3.2 Fluidos base aceite8 El gel fracturante base aceite mas común que se encuentra disponible hoy, es una reacción producto del esterfosfato de aluminio y una base generalmente aluminato de sodio. La reacción del ester y la base crea una reacción de asociación, la cual a su vez
crea una solución que produce viscosidad en diesels o en sistemas de crudos de moderada a alta gravedad específica. Los geles de esteres de fosfato de aluminio han sido mejorados para gelificar más crudos y para incrementar la estabilidad de la temperatura. Los primeros aceites viscosificados fueron los fluidos Naplam de octoato de aluminio. Los fluidos posteriores fueron productos de reacción de cáusticos y ácidos grasos de aceites pesados; algunos de estos fluidos todavía están en uso. Los esteres fosfatos de aluminio pueden ser usados para crear fluidos con alta estabilidad a altas temperaturas y a una buena capacidad de acarreo de apuntalante para su uso en pozos con una temperatura en el pozo de la perforación en exceso de 260°F (127°C). Es ventajoso el uso de hidrocarburos gelados en ciertas situaciones, para evitar el daño en la formación sensible al agua o en las formaciones de producción de aceite que puede ser causado por el uso de fluidos base polimérica. Si el fluido producido tiene una gravedad lo suficientemente alta, 0.85 g/cm 3, entonces el aceite producido puede ser usado para fracturar la formación. La desventaja primordial del uso de sistemas de aceites gelados es el peligro de incendios. En la mayoría de los casos, la fricción del bombeo de un fluido base aceite es más alta que un sistema de fluido base polimérica. Las presiones de bombeo son también más altas debido a la presión de cargas hidrostáticas de los hidrocarburos, comparados con el agua. Además cuando se fractura un pozo de la temperatura (sobre 260° F o 127° C), la estabilización de temperatura de un sistema base polimérica, es más predecible. Se debe mencionar que la preparación de los fluidos fracturantes base aceite requieren en gran parte de un control técnico capacitado y de calidad. En particular, la preparación y control de calidad de la gelación del aceite crudo requiere mucho más cuidado que los fluidos base polimérica. 2.3.3 Fluidos base alcohol9 En fluidos fracturantes, el alcohol ha encontrado amplio uso como un estabilizador de temperatura debido a que este actúa como un oxígeno barredor. El uso de fluidos base alcohol crea muchos inconvenientes, especialmente, el peligro inminente sobre el personal que respira los vapores del alcohol y el peligro siempre presente de una combustión. Como fluidos fracturantes, los fluidos base metanol, particularmente en altas concentraciones, presentan dificultades en el control de la degradación del fluido base. Se requieren muy altas concentraciones de cualquier tipo de rompedor para completar la degradación. El principal beneficio es que posee baja tensión superficial, miscibilidad con agua, remoción de bloqueadores de agua y compatibilidad con formaciones que son sensibles al agua. 2.3.4 Fluidos fracturantes de emulsión 10 Una emulsión de aceite y agua tiene buen control de pérdida de filtrado, mostrando una gran capacidad de acarreo de apuntalante. La emulsión es rota en cuanto el surfactante que crea la emulsión es absorbido en la formación.
Los dos tipos básicos de emulsiones aceite/agua son: agua externa y aceite externo. Una emulsión de aceite externo es un sistema de dos fases, donde el aceite es la fase continua y el agua es emulsificada en el aceite. Una emulsión de agua externa es aquella donde el agua es la fase continua y el aceite es la fase discontinua. 2.3.5 Fluidos base espuma Los fluidos fracturantes base espuma son simplemente una emulsión de gas en líquido. Las burbujas de gas proveen una alta viscosidad y capacidades de transporte de apuntalante. La utilización de espumas tiene muchas ventajas. Las dos más obvias son: la minimización de la cantidad de líquido localizado en la formación y el perfeccionamiento en la recuperación del fluido fracturante debido a la energía inherente del gas. En la preparación de espumas, comúnmente es utilizado 65 a 80% menos agua que en los tratamientos convencionales. No obstante, el uso de estas espumas como un fluido fracturante presenta muchas desventajas. Desde el punto de vista mecánico se debe de tener mucho cuidado en la operación de tratamiento con espuma. Las pequeñas variaciones en la velocidad de mezcla de agua o gas pueden causar la pérdida de la estabilidad de la espuma. Otras desventaja de la espuma es que es difícil tener altas concentraciones de arena en espumas fracturantes. La más grande aplicación para espumas fracturantes es probablemente en pozos poco profundos y de baja presión que requieren un fluido energizado o en pozos que son sensibles al agua. 2.3.6 Fluidos fracturantes energizados11 La energía impartida por los gases permite remover más rápidamente el flujo de estimulación. La incorporación de gases inertes en un fluido fracturante puede permitir, proporcionalmente mejor eficiencia en el fluido sin el arrastre de gas. El N2 es, por supuesto un gas inerte. Cuando el N2 es agregado en pequeñas cantidades y sin un surfactante se tiene simplemente un aditivo que es totalmente inerte y relativamente inmiscible en el fluido. El uso de CO 2, no obstante, introduce un componente reactivo al fluido fracturante, el CO 2 es totalmente soluble en agua. La solubilidad del CO 2 en fluidos de tratamiento y fluidos de yacimiento puede ser más ventajosa cuando este gas es utilizado en un tratamiento de estimulación. Las ventajas y desventajas para el uso de CO2 y N2, podrían ser evaluadas y comparadas en su relación costoefectividad, antes de su uso.
ADITIVOS PARA FLUIDOS FRACTURANTES12 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 de otro. 2.4.1 Bactericidas Son usados para eliminar la degradación superficial de los polímeros en los tanques de los fluidos fracturantes base agua. Un propósito muy importante es propiamente que los bactericidas diseñados detienen el crecimiento de bacterias
anaeróbicas en la formación. Muchas formaciones se han vuelto amargas debido al crecimiento de la bacteria Desulfovibrio, la cual crea sulfhídrico y convierte la formación en crudo amargo. Los bactericidas pueden ser agregados a fluidos fracturantes para mantener la estabilidad del gel en la superficie y proteger la formación de un crecimiento bacterial. 2.4.2 Rompedores Es un aditivo que posibilita a un fluido fracturante viscoso para ser degradado controladamente por un fluido ligero que puede ser retirado fuera de la fractura. Todos los rompedores utilizados hoy, son rompedores internos, ellos son incorporados a los fluidos fracturantes en la superficie. Los sistemas rompedores frecuentemente utilizados incluyen enzimas y sistemas rompedores oxidantes catalizados para aplicaciones a baja temperatura [70 a 130°F (21 a 54° C)]. Los sistemas rompedores oxidantes convencionales son utilizados para un rango de temperatura de 130° a 200°F [54 a 93°C], y sistemas retardados de oxidantes activados son aplicables para temperaturas de 180 a 240°F [82 a 116°C]. Ácidos débiles orgánicos son usados algunas veces como rompedores a temperaturas superiores a 200°F [93°C]. Todos los sistemas rompedores son usados para degradar los polímeros en geles fracturantes base agua. La mayoría de las enzimas (rompedores) funcionan solamente para un pH entre 3 y 8, con un pH óptimo de 5. Los sistemas de geles base aceite utilizan como rompedores básicos los bicarbonatos, cal y/o soluciones acuosas de aminas, ácidos débiles han sido utilizados con éxitos limitados para degradar el sistema. 2.4.3 Buffers Son usados en fluidos fracturantes para el control del pH para activadores y tiempos de activación específicos. Ellos también aceleran o bajan poco a poco la hidratación de algunos polímeros. Productos típicos son el bicarbonato de sodio, ácido fumárico, combinaciones de fosfato, sodio, ceniza de sodio, acetato de sodio y combinaciones de estos químicos. Otras y tal vez más importantes funciones de un buffer son para asegurar que el fluido fracturante esté dentro de los rangos de operación de los rompedores o agentes degradantes. 2.4.4 Surfactantes y demulsificantes Un surfactante o agente activo en la superficie, puede ser definido como un material que altera las características o propiedades físicas, tales como la tensión superficial, entre fluidos y sólidos. Está siempre compuesto de dos partes: una cadena larga de hidrocarburo que es virtualmente insoluble en agua pero soluble en aceite y fuertemente soluble al final en agua. El surfactante tiende a acumularse en la interfase de estos fluidos. La porción soluble en agua de la molécula puede ser iónicamente positiva (catiónica), negativa (aniónica) o mezclada (anfotérica). La carga iónica de los diversos surfactantes utilizados en la estimulación del campo petrolero es importante en mezcla con agua impartida para una formación dada. Debido a la naturaleza de su superficie activa, los surfactantes pueden actuar como demulsificantes o emulsificantes. 2.4.5 Arcillas estabilizadoras13 El porcentaje de arcillas presentes puede no ser tan importante como el tipo y
localización de arcillas. La introducción de los fluidos fracturantes o un cambio en temperatura, presión o medio ambiente iónico puede causar que las arcillas lleguen a ser desplazadas y migren a través del sistema poroso de la roca. Como la partícula viaja, ellos pueden pasar por el poro estrecho y reducir seriamente la permeabilidad. Otra forma de causar deterioro a la permeabilidad es la inflamación de la arcilla, la cual reduce la permeabilidad de una formación. La susceptibilidad de una formación al daño por inflamación de la arcilla y migración de la partícula depende de las siguientes características: 1. Contenido de arcilla. 2. Tipo de arcilla 3. Distribución de la arcilla 4. Tamaño del poro y distribución del tamaño del grano 5. Cantidad y localización de materiales de cementación, tales como calcita, siderita o sílica. El daño puede ser mitigado a través del uso de arcillas estabilizadoras. Las arcillas estabilizadoras más comunes se mencionan a continuación: • Cloruro de potasio (KCl) El KCl hace muy poco para prevenir la migración y no proporciona protección residual en contra de la dispersión por contacto de agua con baja salinidad. Este es regularmente utilizado en yacimientos calizos que contienen intervalos areniscos con contenido de arcillas. • Cloruro de amonio Se comporta como KCl en la prevención de la inflamación de las arcillas. No es usado en operaciones de fracturación pero encuentra algunos usos en tratamiento de ácido hidrofluórico. • Cloruro de calcio Forma precipitados en la presencia de alto contenido de sulfatos o agua de formación altamente alcalina; sin embargo, esto aparece para ser útil en soluciones metanol/ agua donde el KCl y el cloruro de amonio tienen solubilidad limitada. La naturaleza altamente cargada con polímeros (que tiene grupo hidroxil) causada en ellos por absorber las superficies arcillosas en un modo irreversible y unir las partículas de arcilla a las superficies con granos de arena. Esta arcilla estabilizadora particular puede ser aplicable en preflujos inmediatamente después del tratamiento de fractura. • Poliaminas modificadas Cumplen dos funciones: ellas aumentan el control obtenido sobre la inflamación de las arcillas con KCl y previene la migración de finos. Son útiles en la prevención de la mudación y generación de finos de las fases de la fractura durante velocidades de flujo altas en el fracturamiento y en el flujo. Estos productos carecen de la duración de protección de arcillas estabilizadoras poliméricas. Pero ellas no tapan los espacios del poro en la dirección que las arcillas estabilizadoras poliméricas de alto peso molecular. Las arcillas estabilizadoras poliméricas son polímeros de alto peso molecular cargados catiónicamente que tienden a absorber la superficie de las arcillas, inmovilizándolas hacia abajo evitando cualquier migración de finos o inflamación.
Deben ser aplicadas con cuidado debido al sobretratamiento que puede taponar los espacios del poro. Ellos son relativamente permanentes en un lugar, y algunos éxitos han sido alcanzados con estos productos, particularmente cuando ellas son combinadas con KCl.
2.6 PROPIEDADES DE LOS APUNTALANTES Además de sostener las paredes de la fractura, los apuntalantes crean una conductividad en la formación. Una vez concluido el bombeo, resulta crítico para el éxito de la operación colocar el tipo y la concentración adecuada de apuntalante 17. Los factores que afectan la conductividad de fractura son: • Composición del apuntalante. • Propiedades físicas del apuntalante. • Permeabilidad empacada del apuntalante. • Efectos de la concentración de polímeros después del cierre de la fractura. • Movimientos de finos de formación en la fractura. • La degradación del apuntalante a lo largo del tiempo Las propiedades físicas de un apuntalante que impactan en la conductividad de la fractura son: • Resistencia • Distribución y tamaño del grano • Cantidad de finos e impurezas • Redondez y esfericidad • Densidad Para abrir y propagar un fracturamiento hidráulico, deben rebasarse los esfuerzos in situ. Después de poner en producción el pozo, estos tienden a cerrar la fractura y confinar el apuntalante. Si la resistencia del apuntalante es inadecuada, el esfuerzo de cierre triturará el apuntalante, creando finos que reducirán la permeabilidad y la conductividad. De igual manera, en formaciones suaves, el apuntalante se puede incrustar en las paredes de la formación 18. Los apuntalantes están diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la formación, y se debe seleccionar de acuerdo con los esfuerzos a que estará sometido y a la dureza de la roca. La diferencia entre la presión de fractura y la de producción en el fondo proporciona un estimado del esfuerzo máximo efectivo o esfuerzo de cierre sobre el apuntalante. Las condiciones en que se presenta un máximo trituramiento pueden ocurrir durante el reflujo del pozo y las pruebas de producción, cuando la presión fluyendo en las perforaciones es baja o inicialmente baja durante la producción debido a que el gradiente de fractura está en su máximo. Sin embargo, si el pozo al inicio está terminado y produciendo con una elevada presión de fondo y un gasto de producción constante, el máximo esfuerzo efectivo sobre el apuntalante es menor. El tipo y tamaño de apuntalante se determina en términos de costo-beneficio. Los apuntalantes de mayor tamaño proporcionan un empaque más permeable, ya que la permeabilidad se incrementa con el cuadrado del diámetro del grano. Su uso debe evaluarse en función de la formación a apuntalar, las dificultades de
transportar y colocar el apuntalante. Las formaciones sucias o sujetas a migración de finos son poco indicadas para apuntalantes grandes, ya que los finos tienden a invadir el empaque apuntalado, causando taponamientos parciales y rápidas reducciones en la permeabilidad. En estos casos, es más adecuado usar apuntalantes más pequeños que resistan la invasión de finos. Aunque estos apuntalantes pequeños ofrecen una conductividad inicial baja, el promedio de conductividad a lo largo de la vida del pozo es mayor comparada con las altas productividades iniciales que proporcionan los apuntalantes de mayor tamaño. Los apuntalantes de tamaño grande pueden ser menos efectivos en pozos profundos porque son más susceptibles de ser aplastados, ya que los esfuerzos de cierre son mayores. Presentan un mayor problema en su colocación por dos razones: se requiere una fractura ancha para los granos mayores y el ritmo de colocación de las partículas aumenta con el incremento del tamaño. Si la distribución del tamaño de los granos es tal que el rango de medición contiene un alto porcentaje de granos pequeños, la permeabilidad empacada con el apuntalante y su conductividad se reducirán en comparación con la empacada con granos más pequeños. La presencia significativa de finos puede reducir altamente la permeabilidad de la fractura. A medida que el esfuerzo de cierre se hace mayor, es decir, aumenta el esfuerzo horizontal mínimo, ocurre una reducción significativa de la conductividad de la fractura lograda con la colocación de un determinado apuntalante. La esfericidad y la redondez del apuntalante tienen un efecto significativo en la conductividad de la fractura. La esfericidad es una medida de qué tanto el grano de una partícula de apuntalante se parece a una esfera. La redondez de un grano de apuntalante es una medida de la forma relativa de las esquinas de un grano o de su curvatura. Si los granos son redondos y más o menos del mismo tamaño, los esfuerzos sobre él se distribuyen más uniformemente, resultando en mayores cargas antes de que el grano se fracture. Los granos angulosos fallan en esfuerzos de cierre bajos, produciendo finos que reducen la conductividad de fractura. Las normas API recomiendan un límite para la arena. En ambos parámetros es de 0.6 μm19. La densidad del apuntalante influye en su transporte, porque el ritmo de colocación aumenta linealmente con la densidad. Así, apuntalantes de alta densidad son más difíciles de suspender en el fluido fracturante y transportarlos a la fractura. Las normas API recomiendan un límite para la arena. Los límites recomendados estándar para la densidad son 105 lb m/ft3. DAÑO A LA FORMACIÓN El daño a la formación (DF) es cualquier proceso que deteriore la permeabilidad de la roca reservorio y disminuya la producción o la inyectividad 20. El origen del DF está ligado a factores como: El transporte y entrampamiento de sólidos finos y/o ciertas reacciones químicas entre fluidos invasivos y roca reservorio.
Fluidos y rocas reservorio han permanecido en equilibrio por millones de años, la irrupción de un pozo genera un flujo de fluidos desde el interior del reservorio hacia el pozo. Este solo hecho puede generar un tipo de DF conocido como migración de finos. El segundo factor generador de DF es el ingreso al reservorio de fluidos invasivos usados durante la perforación y para realizar distintas pruebas y estimulaciones en el pozo. Los tipos de estimulaciones que pueden utilizarse en un pozo son las siguientes: estimulación matricial química reactiva, estimulación mecánica no convencional y fracturamiento. El posible daño ocasionado por fractura es la sensibilidad de arcillas. Las arcillas, en su gran mayoría, son extremadamente sensibles a los cambios de salinidad, por lo tanto, cualquier cambio en la concentración o en el tipo de sales desde el agua original del reservorio en el que fueron precipitadas o estabilizadas, produce cambios catastróficos en la porosidad. En particular, la reducción de la salinidad o el incremento del pH del agua alrededor de la partícula de arcilla ocasionan la dispersión de la misma. Cuando las arcillas se dispersan actúan como pequeñas partículas sólidas que pueden migrar de poro en poro, pero con la complicación de que tienen capacidad de acumularse y cerrar al poro totalmente, dependiendo del tipo de arcilla y el tamaño de las partículas.
