Propiedades generales de los fluidos utilizados en frac-pack

En la actualidad se han desarrollado diversos sistemas de fluidos para resolver las distintas necesidades en los tratamientos de frac-pack en pozos de aceite y/o gas. Los fluidos más comunes utilizados en la industria son los fluidos newtonianos (agua, diesel, salmuera), fluidos de polímeros lineales no-reticulados, fluidos de polímeros reticulados (borato, órgano-metálico), aceites gelificados, geles surfactantes, y espumas o emulsiones creadas con nitrógeno, dióxido de carbono, o mezcla de agua/aceite.

Fluidos newtonianos

El comportamiento de estos fluidos es fácil de predecir debido a que la viscosidad aparente del fluido es la misma independientemente de las condiciones que se tengan. Debido a su baja viscosidad, la pérdida del fluido en la formación es muy grande, siendo útiles solo en formaciones de baja a moderada permeabilidad. Además de que su capacidad para transportar el apuntalante es mínima, por lo que solo se usan para distancias cortas más allá de la zona dañada. Aun así, cuando estos fluidos se utilizan con mucha atención y cuidado, pueden ofrecer un daño mínimo al realizar el tratamiento.

Geles de polímero no-reticulado

Los geles lineales convencionales son simples de usar y pueden ser desarrollados con una amplia gama de polímeros. El polímero más común en el frac-pack es el hidroxietil celulosa (HEC). Existen muchos más tales como: hidroxipropil de guar (HPG), carboximetil (CMHPG), carboximetil de guar (CMG), xantano y biopolímero succinoglican.

Los sistemas de fluidos de HEC están prácticamente libres de residuos, lo cual ayuda a mejorar la permeabilidad del apuntalante empacado y minimiza el daño a la formación.

Los geles lineales han mejorado el control de la pérdida de fluido y su capacidad para transportar el apuntalante en comparación con los fluidos newtonianos. La invasión de estos fluidos a la formación necesitaría largos periodos de tiempo de limpieza después de iniciar la producción. Este problema se puede agravar en yacimientos de alta permeabilidad debido a las altas pérdidas de fluido.

Fluidos reticulados de borato

Estos fluidos son los más utilizados actualmente en los tratamientos de frac-pack. En estos sistemas se utilizan a menudo polímeros como guar y HPG, y pueden desarrollarse usando agua, agua de mar o salmueras de cloruro de sodio (NaCl) o cloruro de potasio (KCl). Este tipo de fluido es reversible y se controla mediante la alteración del pH. Por encima de un pH igual a 9 se

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presenta la reticulación y por debajo de un pH igual a 8 la reticulación desaparece. Esta reversibilidad permite obtener una mejora de la permeabilidad y la conductividad mediante la ruptura del sistema reticulado. Esta propiedad mejora el control de pérdida dentro de la formación debido a que se limita la profundidad de invasión dentro del yacimiento al crearse un filtro-barrera. El comportamiento de este filtro-barrera (enjarre) depende de la permeabilidad del yacimiento, presión diferencial, y de la profundidad de invasión en la cara de la fractura.

Además de su fácil limpieza y buen control de pérdida, este sistema proporciona una reología estable y es muy eficiente para transportar el apuntalante. Todas estas características lo hacen el más popular y efectivo para tratamientos de frac-pack.

Fluidos reticulados órgano-metálicos

Estos fluidos se han utilizado por años. Su uso más común es para yacimientos de baja permeabilidad. Los polímeros que usa este tipo de fluidos son titanio y zirconio, complejos de guar, HPG, CMG y CMHPG, los cuales son extremadamente estables a altas temperaturas y actualmente son el único tipo de fluido utilizado para temperaturas mayores de 300 :F en el fondo de pozo.

Estos fluidos tienen una capacidad de transporte del apuntalante excelente y forman un filtro- barrera resistente en la cara de la fractura. Los enlaces metálicos que se forman son irreversibles y no se rompen cuando son expuestos a los rompedores de gel convencionales. Debido a este fuerte enlace, el filtro que se crea en la cara de la fractura puede ser difícil de limpiar y causa un deterioro en la conductividad. En las aplicaciones en alta permeabilidad se obtienen valores de daño altos debido a que ocurren pérdidas del fluido provocando que se formen pequeños filtros internos. Debido a esto, su uso en los tratamientos de frac-pack no es muy común.

Sistemas de aceite gelificado

Estos fluidos de alta viscosidad fueron los primeros en usarse en operaciones de fracturamiento hidráulico. La mayor ventaja de estos sistemas es su compatibilidad con los fluidos de la formación. Las desventajas que se tienen al gelificar algunos aceites crudos son los altos costos del aceite refinado, las condiciones de seguridad personal y el impacto ambiental. La nueva generación de fluidos tiene buena capacidad para transportar el apuntalante, buen control pérdida de fluido, y buena limpieza. Aun así, los impactos en el medio ambiente y en la seguridad personal son muy importantes para operaciones costa fuera. En consecuencia, solo se usan en operaciones en tierra y raramente en alguna operación costa fuera.

Geles surfactantes

Este fluido es una alternativa para los fluidos convencionales que son tradicionalmente usados en las operaciones de frac-pack. Este gel es un fluido viscoso libre de polímeros que puede transportar al apuntalante eficientemente y tiene una menor fricción en las tuberías. La ausencia de polímeros en este fluido elimina los mecanismos de daño convencional.

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Este fluido se crea usando surfactantes de bajo peso molecular, que tienen diferente solubilidad dependiendo de su uso. Algunos surfactantes son solubles en agua (polares), llamados hidrofílicos; y solubles en aceite (no polares), llamados tipofílicos. Con la concentración de surfactantes en la salmuera base agua, se obtienen estructuras llamadas micelas. Los geles surfactantes aumentan su viscosidad con la formación de micelas de gran tamaño. El tamaño, forma y número de micelas presentes determinan la cantidad de interacción y las propiedades del fluido.

Debido a que las micelas son una asociación de muchas moléculas pequeñas, el fluido óptimo se obtiene mediante la alteración de la estructura de micelas. Esto se hace mediante la introducción de hidrocarburos o cambiando el equilibrio electrolítico de la solución (diluyéndolo con agua o salmuera). La siguiente figura muestra como los surfactantes pueden generar la viscosidad mediante la formación de una micela de gran tamaño o en forma de micelas de gusano, y luego disminuir la viscosidad reduciendo la estructura a partes más pequeñas en forma de micelas esféricas con el uso de hidrocarburos.

Figura 2.1 – Moléculas surfactantes asociadas a una micela en forma de gusano, con la presencia de hidrocarburos se obtienen micelas esféricas. Mediante esta alteración se controla la viscosidad del fluido.

Debido a que el gel surfactante no contiene polímeros y no se forma ningún filtro en la cara de la fractura, la pérdida del fluido se rige por la viscosidad así como por la compresibilidad del fluido del yacimiento. En consecuencia, la pérdida de fluido es similar a la de fluidos newtonianos o geles lineales y es significativamente más alta que los fluidos reticulados. Por lo tanto, el gel surfactante provee un fluido efectivo para situaciones en las cuales se tienen altas cantidades de fluido y buen transporte de apuntalante.

Espumas o emulsiones

Las espumas o emulsiones usan surfactantes para generar mezclas de dos fases viscosas y estables; emulsiones (mezclas de agua y aceite) o espumas (mezclas de N2/agua o CO2/agua). Los

fluidos espumantes de nitrógeno, en particular, han tenido un éxito en el desarrollo de tratamientos de frac-pack, pero su uso ha sido limitado los equipos costa fuera. La mezcla de dos fases puede tener menor pérdida de fluidos, esto se debe principalmente a la expansión del fluido durante el desarrollo de la fractura. Las espumas o los fluidos energizados podrían ser usados para tratamientos de frac-pack en yacimientos de gas con baja presión. Un inconveniente de las

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espumas de nitrógeno para la aplicación en el frac-pack es la dificultad para empacar la fractura debido al aumento de la compresibilidad de la mezcla de espuma.

Rompedores de gel

El uso de rompedores de gel en los tratamientos de frac-pack es crucial para poder obtener la máxima permeabilidad y conductividad de la fractura. En aplicaciones en bajas permeabilidades, el uso de rompedores provee un mejoramiento en la limpieza del fluido fracturante y el filtro- barrera; en altas permeabilidades, la invasión del gel dentro de la formación crea preocupaciones adicionales:

- Los rompedores encapsulados se quedan en la cara de la fractura y permanecen en el apuntalante. Esto podría ayudar a romper el filtro-barrera y el gel en el apuntalante. Estos aditivos no ayudan a romper el gel dentro de la formación.

- El daño causado por la invasión del gel viscoso es muy serio si el gel permanece intacto en la primera etapa de producción. Este gel aumentará el tiempo de limpieza, incrementará el daño en la cara de la fractura, podría dañar la conductividad de la fractura, y posiblemente causaría una limpieza inefectiva.

- La profundidad de invasión del gel viscoso puede incrementar drásticamente el tiempo de limpieza. Produciendo el pozo a altas caídas de presión mayores a las deseadas se pueden generar esfuerzos adicionales en la formación provocando migración de finos y obturaciones del apuntalante, creando un daño a largo plazo y, posiblemente, una falla prematura en el control de arena.

- La interacción de los rompedores solubles con la mineralogía de la formación puede alterar su funcionalidad. Estudios han demostrado que muchas de las enzimas y oxidantes reaccionan con la mineralogía de la formación.

En la mayoría aplicaciones de frac-pack en altas permeabilidades, el tiempo de bombeo es relativamente corto, y una vez que el TSO se inicia, se incrementa la perdida de fluido de tal modo que se deshidrata el apuntalante empacado para generar altas concentraciones de sustentante en la fractura. Por esta razón, y para contrarrestar estos problemas se usan rompedores muy agresivos. En muchos casos los rompedores están diseñados para completar el rompimiento del gel en el tiempo esperado de bombeo. En otros casos, el rompedor está diseñado para que el tiempo de rompimiento sea el doble que el tiempo de bombeo para proporcionar un factor de seguridad cuando ocurra un cierre inesperado durante el bombeo.

El programa de rompedores agresivos provee un fluido estable en las primeras etapas del tratamiento para el control de pérdida de fluido y genera la geometría de fractura deseada. Entonces, estos materiales agresivos proveen la degradación rápida del gel lo que ayuda a incrementar la pérdida de fluidos después en el trabajo, lo que permite una colocación más eficiente del apuntalante dentro de la fractura creada. La presencia de altas concentraciones de rompedor en el fluido también aumenta la limpieza ayudando a garantizar que la actividad del rompedor se mantenga en el fluido invadido.

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