Poza Rica de Hgo., Ver. Abril de 2011.
U
NIVERSIDAD
V
ERACRUZANA
FACULTAD DE CIENCIAS QUÍMICAS POZA RICA - TUXPAN
“PROPUESTA DE APLICACIÓN DE FLUIDO
FRACTURANTE BASE ACEITE PARA POZOS
PETROLEROS DE LA ZONA CHICONTEPEC,
VERACRUZ”
TESIS
PARA APROBAR EL EXAMEN DEMOSTRATIVO DE LA EXPERIENCIA EDUCATIVA DE EXPERIENCIA RECEPCIONAL EN EL PROGRAMA DE
INGENIERÍA QUÍMICA
PRESENTA:
CASTILLO RAMOS KARINA DENISSE CASTRO GARCÍA MAR YANNÍN
ASESOR
ING. LUIS ELÍAS CÁRDENAS PÉREZ
Desde niña soñé con ser una mujer realizada en todos los aspectos, el día de hoy me realizo
en uno de los más importantes, concluyo mi carrera profesional y me invaden muchos
sentimientos por eso mismo quiero dar mis mas sinceros agradecimientos a personas
realmente importantes que a mi vida han dado mucho.
A Dios, mi mayor agradecimiento por darme la vida, agradezco por estos años vividos, por
la experiencia adquirida y por la sabiduría que me ha dado.
Mama eres mi mayor motor, tú que me diste la vida me has enseñado a luchar sin tener
temor a nada. Ahora que termino esta etapa agradezco de todo corazón todas tus
enseñanzas y consejos. Como alguna vez me dijiste la vida no es una escalera de cristales y
es verdad mama, nada es fácil en esta vida pero a tu lado si lo es. Infinitas gracias, te
amo.
Queridos abuelitos, que puedo decir de ustedes, gracias por todo su cuidado, amor y
ternura. Gracias a ustedes estoy donde estoy y soy lo que soy. Los adoro y a ustedes dedico
este gran triunfo en mi vida.
Papa Ricardo gracias por el cariño y apoyo moral que siempre he recibido de ti, con el cual
he logrado culminar mi esfuerzo, terminando así mi carrera profesional, que es para mí la
mejor de las herencias.
Una parte muy importante en mi vida han sido mis hermanos, a los dos les agradezco su
amor y apoyo. Octavio, por ser mi compañero incondicional en los últimos años y por todo
el amor y apoyo en situaciones buenas y malas. Te quiero mucho hermanito.
Enrique porque eres la personita que más me motiva a seguir y, por que en ti veo a una
persona triunfadora, estoy segura que en unos años estaré acompañándote en tu
graduación.
También estoy muy agradecida por todo el apoyo moral y por el cariño que recibo de mis
tíos y primos.
Parte fundamental de este logro se los debo a la familia León Arteaga. Ustedes me
brindaron el calor de su hogar desde que era una niña, por los buenos ratos que pase con
todos y cada uno de ustedes y sobre todo por ayudarme a crecer y a ser más fuerte para
enfrentar la vida. Gracias
No puedo dejar de mencionar que todo lo que aprendí durante esta etapa en gran parte se
lo debo a mis maestros, Por contribuir en mi formación académica y por compartir todos
sus conocimientos conmigo, siempre estaré agradecida y convencida que no pude haber
tenido mejores maestros que ustedes.
Ing. Luis Elías Cárdenas, por su apoyo en el ámbito académico y también por ser mi amigo
le agradezco todos sus consejos, tiempo y cariño. Lo aprecio y respeto mucho.
A Erick Alejandro Barrios Hernández, por compartir sus conocimientos conmigo, por
darme la sugerencia de tema de tesis y por la información otorgada.
Al M.C Carlos Dzib por todo su apoyo en la realización de este trabajo, por brindarme su
amistad, por darme la oportunidad y por creer en mí.
A mis compañeros de trabajo Ing. Daniel Mercado e Ing. Octavio Cortes gracias a ambos
por su apoyo en todo momento y por su amistad. Un agradecimiento también a toda el
área de ingeniería porque siempre que solicite su ayuda siempre me la brindaron.
A ustedes amigos, agradezco a la vida el haberlos conocido. Son unas personas muy
importantes para mí, gracias por su amistad, su solidaridad y apoyo en muchas
circunstancias que se nos presentaron durante el lapso de la carrera. Que Diosito los cuide
y les otorgue lo mejor siempre. Los quiero mucho Karla, Ruth, Marce, Rox, Mahe, Leo,
Jorge, Said y Raúl.
Amiga y compañera de tesis Karina, a ti siempre te voy a agradecer por estar en mi vida,
por luchar incansablemente por esta meta y por demostrarme amistad sincera. Te quiero
mucho amiga te deseo lo mejor de la vida.
Por último quiero agradecer a mi jurado, Dr. Osvaldo R. González Paredes, Ing. Ernesto
Gallardo Castán y al Ing. Luis Elías Cárdenas Pérez.
Gracias por revisar cuidadosamente este trabajo y por darnos comentarios constructivos
acerca del mismo para que de esta manera se presentara un buen trabajo.
Mis más sinceros agradecimientos a todos los que han formado parte de mi crecimiento.
A Dios:
Gracias por caminar conmigo de la mano y hacerme saber que tu amor me acompañará
toda la vida.
Por cuidar a mi familia y poner en mí corazón la fe de que mis sueños, en ti Señor
se cumplirán.
A mi madre:
Gracias por acompañarme siempre en todo momento de dificultad, por los años que me has dado y el amor que me has regalado cada
uno de ellos.
Que dios te bendiga y te guarde para que estés siempre a mi lado.
A mi padre:
Gracias por estar siempre a conmigo, por tu tiempo y concejos, por la confianza que siempre depositaste en mí, que la vida me permita agradecerte aunque sea un poquito
lo mucho que me has dado.
A mi hermana:
Gracias por ser mi amiga, por escucharme y por estar para mí cuando te he necesitado.
Por ser la mejor hermana que pude haber tenido.
A mi hermano:
Gracias por ser mi hermanito, con el que puedo pelear y después reconciliarme, pero
que también sé que siempre podré contar.
A mi sobrina:
Gracias por ser la pequeñita que llegó a iluminar mi vida y mi corazón. Por que eres
un solecito que me ayuda a despertar cada mañana. Te quiero nena.
A mi familia:
A mis abuelitos por el amor y la experiencia que hubo en cada uno de sus concejos. A mis tíos por las muestras de afecto recibidas y por que siempre se han mostrado dispuestos a ayudarme cuando los he necesitado. A mis
primos, por sus buenos deseos. A todos gracias.
A mis amigos:
Por la amistad sincera que me brindaron, todas las cosas que viví con ustedes se quedará grabado por siempre en mi corazón,
muchas gracias.
A mi otra familia:
A mis padres por que creen en mí y con afecto me enseñan que puedo esconderme en la mano del Señor y nada me separará de su
amor. A mis hermanos y tíos por que su amistad y cariño me acompañan siempre.
Gracias.
A quienes me permitieron realizar este trabajo de tesis:
A mi compañera de tesis:
Por ser mí amiga, por estar conmigo durante todo este tiempo y por enseñarme a confiar y creer en la amistad desinteresada, gracias. Espero con el corazón que Dios te bendiga
siempre.
A mi asesor de tesis:
El Ing. Luis Elías Cárdenas Pérez: Por compartir sus conocimientos y amistad,
por la ayuda para la culminación de este trabajo, muchas gracias. Que Dios guíe su
camino cada día.
Al Mtro. Carlos Dzib Martínez:
Por su incondicional apoyo durante toda la realización de la tesis, por que con sus sugerencias se pudo finalizar éste trabajo. Y
más que por otra cosa por su valiosa amistad. Muchas gracias.
A todo el personal del Laboratorio
de BJ Services Company:
Por recibirme y estar siempre disponibles para compartir sus conocimientos, por prestar las instalaciones, material y equipo para la realización de éste trabajo y por su
amistad. Muchas gracias.
Al personal de la Coordinación de
Transporte y Distribución de
Hidrocarburos:
Por abrirme sus puertas y permitirme aprender a desarrollarme como persona y profesionista, por que con sus enseñanzas hoy se que puedo llegar hasta donde yo
misma me lo proponga. Gracias.
Al QI Erick Alejandro Barrios
Hernández
Por la sugerencia de elaborar éste trabajo recepcional y por proporcionar la información y el asesoramiento para su
realización. Gracias.
A la Ing. Karina Rodríguez Ríos:
Por su comprensión y disposición de enseñanza, por los consejos y buenos deseos
que siempre ha mostrado para conmigo, muchas, muchas gracias, que Dios le bendiga
siempre y en todo lugar.
A quienes me apoyaron durante la realización de mi servicio social:
A todo el personal del Laboratorio
de Control de Calidad de
Hidrocarburos:
Por todo el apoyo y amistad que me brindaron, así como lo que me permitieron
aprender de ustedes, muchas gracias.
Al personal de la Facultad de Ciencias Químicas:
Al jurado:
Dr. Osvaldo R. González Paredes Ing. Ernesto Gallardo Castán Ing. Luis Elías Cárdenas Pérez Gracias por dedicar un poco de su tiempo
para revisar y corregir este trabajo y por compartir sus conocimientos para garantizar
el desarrollo correcto del mismo.
A mis maestros:
A todos aquellos que con sus enseñanzas ayudaron a formarme como profesionista y
por hacerme saber que la mejor forma de tener éxito es ser constante y disciplinada.
Muchas gracias.
Gracias a todas las personas que junto conmigo fueron parte de este logro.
PÁGINA
RESUMEN 1
I. INTRODUCCIÓN 2
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 3
1.2 JUSTIFICACIÓN 4
1.3 OBJETIVO GENERAL 5
1.3.1 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 5
1.4 HIPÓTESIS 5
1.5 ALCANCE 5
II. FUNDAMENTOS TEÓRICOS 7
2.1 FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 7
2.2 PROPIEDADES DE UN FLUIDO FRACTURANTE 10 2.3 CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS FRACTURANTES 10
2.3.1 Fluidos base agua 10
2.3.2 Fluidos base aceite 14
2.3.3 Fluidos base alcohol 15
2.3.4 Fluidos fracturantes de emulsión 16
2.3.5 Fluidos base espuma 16
2.3.6 Fluidos fracturantes energizados 17
2.4 ADITIVOS PARA FLUIDOS FRACTURANTES 18
2.4.1 Bactericidas 18
2.4.2 Rompedores 18
2.4.3 Buffers 19
2.4.4 Surfactantes y demulsificantes 19
2.4.5 Arcillas estabilizadoras 20
2.5 CARACTERIZACIÓN DE LOS FLUIDOS FRACTURANTES 22
2.5.1 Reología 23
2.6 PROPIEDADES DE LOS APUNTALANTES 23
2.7 DAÑO A LA FORMACIÓN 27
2.7.1 Efectos de daño a la formación 28
2.8 TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN 29
III. METODOLOGÍA 30
3.1 SISTEMA BASE POLIMÉRICA 30
3.2 SISTEMA BASE ACEITE 34
3.3 PREPARACIÓN DE SISTEMA FRACTURANTE BASE ACEITE DECANTADO 38 3.3.1 Método de la Centrífuga. 39 3.3.2 Presión de Vapor 40 3.3.3 Composicional de Aceite 42 3.3.4 Cierre de Vortex 45 3.3.5 Compatibilidad 49
3.3.6 Control de Calidad de Apuntalante 51
3.3.7 Sustentabilidad 53
3.3.8 Reologías 54
IV. RESULTADOS 58
4.1 PREPARACIÓN DE SISTEMA FRACTURANTE 59
4.2 ANÁLISIS COMPARATIVO 60
4.3 COSTOS DEL FRACTURAMIENTO 65
4.4 RESULTADOS DEL FRACTURAMIENTO 69
V. CONCLUSIONES 75 BIBLIOGRAFÍA 76 ANEXOS 79
PÁGINAS
3.1 Características del aceite del pozo Horcones 386 30 3.2 Características del agua de formación del pozo Horcones 386 30 3.3 Requerimientos específicos para el agua utilizada en el fluido
base polimérica.
31
3.4 Resultados de la prueba de muestra de agua de la Garza. 31 3.5 Concentraciones de aditivos para sistema base polimérica para
las diferentes temperaturas de pozo.
32
3.6 Características de aceite de formación del pozo Horcones 332 34 3.7 Características del agua de formación del pozo Horcones 332 34 3.8 Resultados de la prueba de muestra de aceite cíclico. 35 3.9 Concentraciones de reactivos para sistema base aceite para las
diferentes temperaturas de pozo.
36
3.10 Características del aceite del pozo Horcones 296. 38 3.11 Características del agua de formación del pozo Horcones 296. 38 3.12 Propuesta de sistemas de fluidos base aceite decantado,
preparados a diferente concentración.
48
3.13 Mallas requeridas para control de calidad de Apuntalante 51 4.1 Pesos registrados de la Composición del Aceite Decantado. 58 4.2 Observaciones del comportamiento de cada sistema de fluido
base aceite decantado.
60
4.3 Resultados de los pesos de la muestra de arena. 61 4.4 Resultados de reologías del sistema polimérico sin rompedor
(S/R) y con rompedor (C/R) con 1gpt y 2gpt.
62
4.5 Resultados de reologías obtenidas en el sistema base aceite cíclico a diferentes concentraciones de aditivo rompedor.
63
4.6 Resultados de reologías obtenidas en el sistema base aceite decantado a diferentes concentraciones de aditivo rompedor.
64
4.7 Cantidad de productos utilizados para el fracturamiento base polimérica.
4.8 Cantidad de productos utilizados para el fracturamiento base aceite cíclico.
66
4.9 Precio comercial de los productos utilizados para fracturamiento y el producto propuesto como base para fractura.
67
4.10 Comparación de costos de fracturamiento. 68 4.11 Producción del pozo Horcones 386 posterior al fracturamiento
base polimérica.
69
4.12 Pérdida económica en dólares debida a pérdida en producción por daño a la formación.
73
4.13 Producción del pozo Horcones 386 posterior al fracturamiento base aceite cíclico.
73
1. Mallas recomendadas para control de calidad de apuntalante. 83
PÁGINAS
2.1 El efecto de daño de la formación en la productividad del pozo. 28
3.1 Sistema polimérico con apuntalante. 33
3.2 Sistema base aceite cíclico 37
3.3 Porcentaje de sólidos, agua, emulsión y aceite en muestra de aceite decantado.
40
3.4 Equipo de presión de vapor ensamblado. 42 3.5 Resultados de la prueba de Composicional. 45 3.6 (a) Cierre de vortex, (b) Tiempo de coronación y (c) Tiempo de
liberación.
47
3.7 Sistema base aceite decantado 48
3.8 Separación de los sistemas polimérico (a), aceite cíclico (b) y aceite decantado (d) con el crudo procedente del Pozo Horcones 296.
50
3.9 (a) Arena Sand White 12/20 y (b) Tamizador. 52 3.10 Sistemas con apuntalante decantado. 54
3.11 Pantalla principal del programa. 54
3.12 (a) Rotor del Fann 50 (b) Fann 50 y Computer control quantum software
56
3.13 (a) Filtración de sistemas polimérico (a), aceite cíclico (b) y aceite decantado (c).
57
4.1 Gráfico de comportamiento reológico del sístema polimérico. 62 4.2 Gráfico de comportamiento reológico del sistema base aceite
cíclico.
63
4.3 Gráfico de comportamiento reológico del sístema base aceite decantado.
64
4.4 Gráfico de comportamiento reológico de los tres sistemas. 65 4.5 Gráfico de la producción del pozo Horcones 386. 70 4.6 Efecto de daño a la formación en la productividad del pozo
Horcones 386.
72
4.7 Gráfico de la producción del pozo Horcones 332. 74
2. Análisis de Arena Sand White malla 12/20. 80
3. Reología Sistema Base Polimérica. 80
4. Análisis Composicional de Aceite 81
5. Análisis de Arena Sand White malla 12/20. 82
6. Reología Sistema Base Polimérica. 82
La estimulación de pozos productores de hidrocarburos por medio de la fractura hidráulica de la formación es una práctica frecuente que permite incrementar los niveles de producción del pozo. El tratamiento consiste en generar una fractura en la formación mediante el bombeo de fluidos con propiedades reológicas definidas. Estos fluidos deben tener la capacidad de transportar el apuntalante al interior de la fractura a manera de evitar su cierre cuando se finaliza la operación. Así mismo el fluido debe generar el menor daño posible a la formación, minimizando la concentración de residuos insolubles que afecten la producción del pozo, además de ser un fluido económicamente rentable.
Hoy día el uso de fluidos base polimérica ha probado ser un procedimiento efectivo y económico en las fracturas llevadas a cabo en los pozos, sin embargo, debido a la existencia de polímeros presentes a partir de su constitución, su eficiencia dentro de la formación fracturada puede verse reducida.
También se han realizado tratamientos con aceite cíclico, que resulta ser un tratamiento efectivo aunque se debe de tomar en cuenta, es un tratamiento mucho más costoso que uno con fluido base polímero.
En esta tesis se propone la aplicación de un sistema base aceite decantado para la realización del tratamiento de fractura en pozos de la zona Chicontepec. Mediante la realización de las pruebas se determina que las características del aceite decantado son funcionales para la elaboración del fluido. Al llevar a cabo las pruebas para su preparación y verificar si el aceite; gelifica, es compatible con los fluidos de la formación, sustenta el apuntalante, mantiene la viscosidad y no genera residuos, se observa que su comportamiento cumple con lo esperado por lo que el aceite decantado en una opción que puede aplicarse en pozos como base de fluidos de fractura.
2
I. INTRODUCCIÓN
La industria del petróleo es la más grande debido al impacto que tiene en la economía y en la vida a nivel nacional. La obtención de petróleo para México resulta un reto actual, por lo que el país necesita de alternativas para extraer el petróleo, debido a esto se han buscado técnicas y nuevos procedimientos que garanticen la explotación adecuada de los recursos petroleros.
Es por este motivo que los pozos en producción de cualquier zona en el país se ven sometidos a una, dos o tres etapas para lograr su producción1; éstas son llamadas etapa primaria, secundaria y terciaria; la etapa primaria es en la cual la presión misma del pozo es aprovechada para la extracción del crudo, en la etapa secundaria se perforan pozos adicionales a través de los cuales se inyecta agua que permite desplazar los hidrocarburos a los pozos productores y la tercera etapa es en la que interviene el laboratorio y consiste en inyectar agentes químicos al yacimiento mediante los cuales se pueden obtener cantidades adicionales de hidrocarburos.
El fracturamiento hidráulico forma parte de esta etapa terciaria o mejorada; consiste en mezclar químicos especiales para obtener fluidos fracturantes adecuados y entonces bombear el fluido dentro de la zona establecida a regímenes y presiones suficientemente altas para propiciar y extender una fractura hidráulicamente.
Al disminuir la viscosidad fluye de regreso dejando en la fractura el agente apuntalante altamente conductivo para que el aceite y/o gas fluya fácilmente desde las extremidades de la formación hacia fuera del pozo.
Existen dos razones por las cuales se realiza un tratamiento de fractura en un pozo: para incrementar su producción o su inyectividad.
1 Desplazamiento de aceite por agua en medios porosos fracturados vugulares. Ciencia Ergo Sum, volumen 8, número uno, Universidad Autónoma del Estado de México, Toluca México.
3
Es por ello que el fracturamiento hidráulico se ha convertido, en la última década, en una de las operaciones más importantes en la terminación de pozos.
En México, su uso más frecuente se ha dado en la cuenca de Burgos, también se ha usado en pozos del Paleocanal de Chicontepec que esta localizado en la porción central y este de la Republica Mexicana sobre la planicie costera del Golfo de México, comprendida entre los estados de Veracruz, Puebla, Tamaulipas y las estribaciones de la Sierra Madre Oriental. Debido a las características especiales del suelo de Chicontepec, esta zona petrolera ha requerido la intervención de fracturas para estabilizar la producción de sus pozos.
Actualmente son utilizados sistemas base polimérica y base aceite para su fracturamiento; en este trabajo se propone la utilización de un fluido fracturante que tenga como base aceite decantado y así este diseño respete las características de la zona Chicontepec.
Para representar las características de diseño específicas de la zona Chicontepec se eligen dos pozos que ya fueron sometidos a un tratamiento de fractura; el primero Horcones 386 se fracturó con un fluido polimérico y el segundo Horcones 332 fue fracturado con un fluido base aceite cíclico; para realizar la comparación del sistema propuesto con los otros sistemas se utiliza una muestra del pozo Horcones 296 también de la zona Chicontepec, la presentación del fluido para fractura de éste permite mostrar la funcionalidad del uso de un fluido fracturante base aceite decantado en comparación con los sistemas de fractura.
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El primer método de estimulación de campo es el fracturamiento hidráulico. Este método ha sido tan exitoso a pesar de que en el pasado no se tenían tratamientos diseñados con un alto grado de precisión para trabajar con ellos, y por lo tanto para aplicarlos a los pozos. Debido a su éxito con el tiempo fue surgiendo la necesidad de materiales más sofisticados y diseños más rigurosos.
4
Hasta el día de hoy el uso de grandes volúmenes de fluidos a bajo costo, base polimérica bombeados a muy altos rangos han probado ser un procedimiento efectivo y económico en las fracturas llevadas a cabo en los pozos. Sin embargo, su eficiencia dentro de la formación fracturada es cuestionada.
También se han utilizado hidrocarburos tales como petróleo crudo tratado, kerosén, diesel y petróleos refinados para la realización de un tratamiento de estimulación con muy buenos resultados.
Uno de ellos es el tratamiento con aceite cíclico, que resulta un tratamiento efectivo por ser compatible con la formación a fracturar pero se tiene que tomar en cuenta que es un tratamiento mucho más costoso que uno con fluido base polímero.
1.2 JUSTIFICACIÓN
A pesar de que la idea original del fracturamiento hidráulico no ha cambiado, las técnicas, materiales y equipos que se utilizan para ello sí han evolucionado con la finalidad de cumplir con las demandas mundiales y de su principal usuario en México que es PEMEX, empresa que atendiendo a las características específicas de la zona Chicontepec busca sistemas fracturantes que permitan la recuperación de hidrocarburos.
Para dar solución a este problema se busca un fluido de fractura que pueda ser utilizado para mejorar la producción y no dañar a la formación en el intento. Este fluido debe reunir ciertas propiedades físicas y químicas en atención a las características composicionales de la zona, así como atender las condiciones de operación propias del pozo a tratar, las que son el tiempo dedicado a la operación y la temperatura de fondo.
5
Esta tesis propone la aplicación de un sistema base aceite decantado para pozos de la zona Chicontepec, como alternativa debido a que este sistema supone un daño menor a la formación y de acuerdo a la compatibilidad del aceite con el material del pozo así como con los fluidos del mismo, puede reducir el tiempo de recuperación después del tratamiento.
1.3 OBJETIVO GENERAL
Evaluar la efectividad de un sistema fracturante base aceite decantado, en comparación con un sistema fracturante base polimérica y un sistema base aceite cíclico en pozos de la Zona Chicontepec.
1.3.1 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
1. Diseñar la elaboración técnica de un sistema fracturante base aceite decantado en base a las pruebas de composicional, compatibilidad y sustentabilidad.
2. Realizar la comprobación de las propiedades reológicas del fluido para fractura por medio del uso de un viscosímetro.
3. Comparar las características del fluido para fractura base aceite decantado con los fluidos base polimérica y base aceite cíclico.
1.4 HIPÓTESIS
Es posible obtener un fluido de fractura base aceite decantado que pueda ser aplicado en pozos de la Zona Chicontepec.
1.5 ALCANCE
La finalidad de esta tesis es presentar una propuesta de aplicación a nivel laboratorio de un sistema fracturante base aceite decantado para ser utilizado en la fractura de pozos petroleros.
6
Lo anterior debido a que se considera que con el uso de este sistema se puede lograr; menor daño a la formación, reducir costos de fracturamiento y disminuir el tiempo de recuperación del pozo posterior al tratamiento.
El presente trabajo se encuentra estructurado de la siguiente manera:
CAPÍTULO I. INTRODUCCIÓN
Hace referencia a los antecedentes del fracturamiento, así como una descripción de lo que es en la actualidad.
CAPÍTULO II. FUNDAMENTOS TEÓRICOS
Se mencionan conceptos básicos, necesarios para comprender la forma en que se realiza el sistema de fluidos para el fracturamiento hidráulico, así como una descripción de los aditivos para fluidos fracturantes.
CAPÍTULO III. METODOLOGÍA
Descripción de los pasos a seguir para la elaboración de sistemas fracturantes: base polimérica y base aceite, así como la descripción de cada una de las pruebas realizadas a los sistemas: composicional, compatibilidad, sustentabilidad y reologías.
CAPÍTULO IV. RESULTADOS
Se presentan y analizan individual y comparativamente los resultados obtenidos de cada una de las pruebas realizadas y se menciona la aportación del trabajo de tesis.
Posteriormente se señala la bibliografía así como los anexos de soporte para este trabajo.
II. FUNDAMENTOS TEÓRICOS
2.1 FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
El fracturamiento hidráulico consiste en la inyección de un fluido fracturante, altamente viscoso, por encima de la presión de fractura de una formación, con el objeto de generar en ella canales de flujo (fracturas) y colocar un elemento de empaque (arena) que permita incrementar la conductividad de la formación y, por ende, el flujo de fluidos hacia el pozo1.
Algunos objetivos del fracturamiento hidráulico son: • Mejorar la producción.
• Desarrollar reservas adicionales.
• Sobrepasar zonas altamente dañadas.
• Reducir la deposición de asfaltenos.
• Conectar sistemas de fracturas naturales.
• Incrementar el área efectiva de drenaje de un pozo.
• Disminuir el número de pozos necesarios para drenar un área.
• Reducir la necesidad de perforar pozos horizontales.
Para la realización del fracturamiento hidráulico es necesario llevar a cabo una evaluación de Pre Fracturamiento.
El objetivo de la evaluación es definir si el reservorio es un buen candidato para ser fracturado; esto implica determinar la factibilidad técnica y económica, diseñar la operación del fracturamiento y establecer las bases de comparación con los resultados.
1
Es importante en este punto tener en cuenta el objetivo principal del fracturamiento, ya sea incrementar la producción, mitigar problemas de arenamiento o minimizar la deposición de asfaltenos.
El MiniFrac o Mini Fracturamiento es un fracturamiento previo de diagnóstico y evaluación, con un volumen menor pero representativo del tratamiento principal, es decir, al mismo caudal y con el mismo fluido de fractura, aunque con muy pequeña cantidad de agente apuntalante. El objetivo principal del MiniFrac es conocer las condiciones específicas de fracturamiento de cada reservorio en particular, determinando los parámetros operativos como: presión de fractura, eficiencia del fluido fracturante, tortuosidad y restricciones de la completación, presión de cierre y tiempo de cierre de la fractura así como estimar la altura de la fractura mediante el perfil de temperatura. Toda esta información permite rediseñar el fracturamiento principal y reducir su incertidumbre operativa.
El diseño del fracturamiento incluye la selección de: los fluidos de fractura, el tipo y tamaño del agente apuntalante, el equipo de bombeo requerido; y la preparación del programa de bombeo.
A continuación se detalla el programa de bombeo2:
1. Precolchón.
Es el fluido ligeramente gelificado o no gelificado que se bombea antes del fluido de fracturamiento, con el objeto de obtener parámetros y poder optimizar el diseño propuesto. En muchos casos se utiliza un pequeño volumen de ácido clorhídrico para mejorar el estado de las perforaciones de cañoneo.
Si antes de comenzar el tratamiento, la tubería del pozo contiene fluido, éste será bombeado y se considerará como un precolchón.
2
2. Colchón.
Fluido gelificado que se bombea antes de agregar el agente de soporte.
Entre sus funciones están:
1.- Generar una grieta de ancho suficiente para permitir el ingreso del agente de soporte.
2.- Absorber las mayores pérdidas por filtrado y reducir así las pérdidas del fluido con agente de soporte.
3.- Mantener al agente de soporte alejado de la punta de la fractura para evitar arenamiento en punta.
3. Dosificación del Agente de Soporte.
Es un fluido cargado con arena, el cual apuntala la fractura y la mantiene abierta. Dentro de las consideraciones a tomar en cuenta están:
* Concentraciones escalonadas y crecientes en el bombeo del agente.
* Distribución final uniforme.
4. Desplazamiento.
Al terminar el bombeo de agente de soporte, se vuelve a bombear fluido limpio con la finalidad de desplazar la mezcla fluido/agente de soporte que pueda quedar en la tubería de producción.
Para controlar la operación, se deben registrar continuamente los valores de:
1. Presión.
2. Gasto.
3. Dosificación del apuntalante.
2.2 PROPIEDADES DE UN FLUIDO 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 químicas3:
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.
3 Manual Introducción al fracturamiento Hidráulico (Capítulo 1) BJ Services.
4
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 viscosificantes5
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.
5
b) El hidroxipropil guar (HPG). Se deriva del Guar con Óxido de Propileno, contiene de 2 a 4% de residuos insolubles, pero algunos estudios indican que HPG es más estable que el Guar a temperaturas mayores (pozos > 150 °C) y más soluble en alcohol.
c) El carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG). Es un doble derivado del guar, el primer polímero usado para pozos de baja temperatura. Para esa aplicación es activado con aluminatos (que lo hacen más económico que un fluido HPG activado con zirconatos o titanatos). Es también activado con zirconatos, lo que le permite mayores viscosidades y trabajar en altas temperaturas.
d) Hidroxietil celulosa (HEC) o el hidroxipropil celulosa (HPC). Estos fluidos tienen una cadena de unidades de azúcar glucosa. Pueden ser activados a pH de 6 a 10 con zirconatos o con lantánidos.
e) Carboximetilhidroxietil celulosa (CMHEC). Se forma al activar suavemente el HEC agregando el grupo carboximetil. Este polímero provoca una activación con iones metálicos como aluminatos, zirconatos o titanatos en ambientes con pH de aproximadamente de 2 a 4.
g) La goma Xantana. Es un biopolímero producido metabólicamente por el microorganismo xantomonas campestres. Esta solución se comporta como un fluido ley de potencias aun a bajos esfuerzos de corte, donde las soluciones de HPG llegan a ser newtonianos.
Bajo ciertos esfuerzos de deformación (de corte) menores de 10 s-1, las soluciones de xantana suspenden mejor la arena que la HPG.
h) 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 retardada7
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.
6 Manual Introducción al Fracturamiento Hidráulico (Capítulo 7) BJ Services.
7
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).
8
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/cm3, 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.
9
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 emulsión10
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.
10
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 CO2, no obstante, introduce un componente reactivo al fluido
fracturante, el CO2 es totalmente soluble en agua. La solubilidad del CO2 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 costo-
efectividad, antes de su uso.
11
2.4 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].
12
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.
13
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.
2.5 CARACTERIZACIÓN DE LOS FLUIDOS FRACTURANTES
Las propiedades reológicas son la clave para cumplir con el objetivo de un fluido fracturante, lo que afecta su viscosidad, su capacidad para transportar apuntalante y su tendencia a la pérdida de fluido (filtración) en el medio poroso.
Hay un vínculo muy cercano entre la química de los fluidos y sus propiedades físicas. Los modelos reológicos y su control permiten representar tanto los fluidos base polimérica como los fluidos base aceite.
La caracterización del sistema determina si una nueva composición mejora un sistema existente o si puede tener un desempeño similar a menor costo. De igual manera, permite obtener datos representativos del desempeño en áreas críticas, tales como: reología, pérdidas por fricción en tuberías, ritmo de pérdida de fluidos, conductividad de fractura y daño a la formación; mismos que pueden usarse en el diseño de la fractura y que deben determinarse antes de utilizar el sistema de fluido en el campo14.
El American Petroleum Institute (API) ha publicado prácticas recomendadas para algunos métodos de caracterización de laboratorio15.
En el caso de fluidos fracturantes base agua el American Petroleum Institute (API), crea STD API /39-ENGL 1998.
14 Guía de diseño para Fracturas Hidráulicas, De la Cruz Ignacio (Febrero 2004).
15 API Recommended Practice 39. Third edition, May 1998.
El objetivo de este documento es proveer procedimientos estándar para la medida de ciertas propiedades reológicas de fluidos base agua activada que se usan en tratamientos de fracturamiento hidráulico.
Las prácticas recomendadas e incluidas en este documento cubren dos situaciones, que son (a) fluidos de prueba de laboratorio, y (b) fluidos de prueba en campo.
2.5.1 Reología16
Las evaluaciones de laboratorio más comunes son las mediciones reológicas del esfuerzo de corte estacionario. La propiedad que se determina es la viscosidad aparente, que es una función de la velocidad de corte, de la temperatura del fluido y del tiempo, es obtenida usando el viscosímetro cilíndrico concéntrico rotacional coaxial llamado Fann Modelo 50 utilizado para pruebas de fluidos a 400°F.
El fluido se contiene en un espacio anular entre dos cilindros coaxiales. El torque se balancea con un resorte enrollado elípticamente. El ensamble del rotor y “bob” adjunto a un resorte envían una señal a la computadora. Los datos se relacionan con un modelo matemático para predecir la viscosidad. El control de la automatización del paquete del Fann 50B es un programa versátil llamado Computer control quantum software que permite al usuario numerosas opciones de medición de las propiedades reológicas de fluidos en varios ambientes que ocurren durante el proceso de estimulación.
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 apuntalante17.
16 Guía de diseño para Fracturas Hidráulicas, De la Cruz Ignacio (Febrero 2004).
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 formación18.
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.
18
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 lbm/ft3.
2.7 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 inyectividad20.
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.
19
Manual Introducción al fracturamiento Hidráulico(Capítulo 6), BJ Services
20
VII Seminario de Fluidos de Perforación, Completación y Cementación de Pozos. Ventresca,
María Luisa (Flor Toro). Montes Zambrano, Dario (Mi swaco).Mayo 2008.
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.
2.7.1 Efectos de daño a la formación
Si la región en las inmediaciones del pozo está dañada, una reducción importante de la productividad se produce (Figura 2.1)21.
Figura 2.1El efecto de daño de la formación en la productividad del pozo.
21
2.8TIEMPO DE RECUPERACIÓN DE LA INVERSIÓN.
El costo de un tratamiento de fracturamiento es, en general, relativamente bajo en comparación con el ingreso que genera el aumento de la producción22.
La extensión del tiempo de recuperación de la inversión depende en mayor medida del caudal de producción del pozo al momento del fracturamiento.
En un yacimiento homogéneo, el caudal estabilizado de producción después de cada trabajo puede ser aproximadamente el mismo que en los inicios de producción del pozo. Pero en un yacimiento heterogéneo, con laminaciones o estratificación de la permeabilidad, donde el tratamiento de fractura abre zonas nuevas, el caudal al cual se estabiliza la producción puede incluso superar el caudal mantenido durante la vida productiva del pozo.
22
III. METODOLOGÍA
En esta tesis se ha decidido trabajar con los pozos Horcones 386 y Horcones 332 que fueron fracturados con un fluido polimérico convencional y con un fluido base aceite cíclico respectivamente.
3.1 SISTEMA BASE POLIMÉRICA
El pozo Horcones 386 presenta las siguientes características obtenidas de la propuesta de diseño de fluido base polimérica, otorgada por la Compañía BJ Services distrito Poza Rica.
Presenta un intervalo de fractura de 1213 – 1243 m, un gradiente de fractura establecida por Minifrac de 0.65 psi/ft, temperatura de fondo de 160°F, porosidad de 14%, presión de fractura de 2463 psi y un tiempo de operación de 1:34 horas.
Para conocer las características de operación del pozo Horcones 386 fracturado con fluido base polimérica el día jueves 11 de marzo de 2010 se requieren mostrar los análisis previo y posterior al fracturamiento tanto del aceite como del agua de formación, resultados que se muestran en las tablas 3.1 y 3.2 respectivamente.
Tabla 3.1 Características del aceite del pozo Horcones 386
Tabla 3.2 Características del agua de formación del pozo Horcones 386 Análisis de Agua de Formación
Fecha de muestreo Densidad (g/cc) Temperatura (ºC) Viscosidad (cps) pH Fierro (ppm) Alcanilidad (ppm) Cloruros (ppm) Fosfato (ppm) Color Olor 01/03/10 1.006 24 2 7.13 0.2 3800 20000 N/P TURBIO ACEITE 15/03/10 1.025 24 3 6.59 4.0 4000 52000 10 TURBIO ACEITE
Composición de aceite de Formación
Fecha de muestreo Densidad (g/cc) Gravedad ºAPI Parafinas (%P) Asfaltenos (%P) Sólidos (%P) Emulsión (%V) Agua (%V) Sedimentos Orgánicos (%V) Sedimentos Inorgánicos (%V) 01/03/10 0.96 16 72.42 24.59 2.99 0 3 0 0 15/03/10 0.96 16 66.4 22.91 10.69 0 35 0 0
Para la realización del sistema polimérico es necesario cumplir con parámetros específicos de calidad respecto al agua a utilizar en el diseño, ya que las condiciones en que se encuentre el agua determinan el gasto de algunos de los aditivos requeridos para la elaboración del fluido.
Tabla 3.3 Requerimientos específicos para el agua utilizada en el fluido base
polimérica1. Condición Nivel pH 5 a 8 Fierro <10ppm Dureza <250ppm Sulfatos <200ppm Bicarbonatos <500ppm Fosfatos <20ppm Agentes Reductores <25ppm
Para asegurar el cumplimiento de dichos parámetros se llevan a cabo una serie de pruebas utilizando los Kits de Análisis Hach correspondientes, cuyos resultados son mostrados en la tabla 3.42.
Tabla 3.4 Resultados de la prueba de muestra de agua de la Garza.
Condición Nivel ppm Cloruros 65 Dureza total 180 Dureza de Calcio 140 Dureza de Magnesio 40 Sulfatos 55 Agentes Reductores NO Fosfatos 0.06 Fierro 0.9 Alcalinidad 120 1 Parámetros del Agua para Diseño de Fluido de Fractura Base Polimérica. BJ Services. 2 Manual de análisis de Agua Hach.
Los resultados de las pruebas para el análisis de agua demuestran que es posible utilizar esta agua para la realización del sistema base polimérica.
El sistema base polimérica es un fluido fracturante para aplicaciones que van de 80° a 300°F. El sistema polimérico es compatible con la mayoría de los productos químicos excepto con los sistemas de fracturamiento ácidos. Los ácidos en los sistemas poliméricos disminuyen el pH, resultando problemático en sus procesos de activación.
La cantidad de aditivos necesarios como el activador y el buffer también dependen de la calidad del agua.
Tabla 3.5 Concentraciones de aditivos para sistema base polimérica para las
diferentes temperaturas de pozo3.
Rango de temperatura Concentración gpt °F °C Buffer Activador 200 93 0.75-1.5 0.75-2.0 200-225 93-107 1.5-2.0 0.75-2.0 226-250 108-121 2.0-3.0 1.0-3.0 251-275 122-135 20.-4.0 1.0-3.0 276-300 136-149 2.0-5.0 1.0-3.0
Las características específicas de diseño del fluido polimérico que fue utilizado para fracturar el pozo Horcones 386 (Figura 3.1) se presentan a continuación:
Aditivos Concentración Agente gelificante 6 gpt Controlador de arcillas 1 gpt Surfactante 1 gpt Buffer 1 gpt Activador Acelerador 1 gpt 1 gpt Rompedor 1 gpt Enzima 1 ppa
Figura 3.1 Sistema polimérico con apuntalante.
Características del sistema convencional polimérico: Viscosidad= 18 a 20 cp
pH =9.95
Para el diseño convencional se utiliza una concentración de apuntalante de 7 ppa. Con este diseño se logran los siguientes tiempos:
Tiempo de cierre de vortex= 15 segundos Tiempo de coronación= 20 segundos Tiempo de liberación= 30 segundos
