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CURSO BASICO DE
FRACTURA HIDRAULICA
Junio 2005
Ing. Marcela Z. Mucci
CLASIFICACION DE LAS ROCAS
Según su origen, se pueden clasificar en :
IGNEAS : solidificación de materiales que escurrieron en superficie o cerca de ella
(magma, lava, piroclastos).
SEDIMENTARIAS : depositación de diferentes sedimentos acompañados en
general con agua, por depósitos eólicos más períodos de glaciaciones, ingresos
de mar, intensas lluvias, etc. y por la evaporación de sales del agua,
acompañadas o no por resto de animales (en general crustáceos) y plantas.
(>99%)
METAMORFICAS : aquellas rocas que por acción secundaria de ciertos procesos
(elevadas presiones y/temperaturas aplicadas durante largos períodos).
CLASIFICACION DE LAS ROCAS
Rocas sedimentarias
1) Clásticas : fragmentos de partículas rotos, de minerales pre-existentes, rocas,
de conchillas, etc., que han sido erosionados y transportados por diferentes
corrientes, de hielo, agua, viento, mareas, olas, etc.
Por su tamaño :
Conglomerados
Areniscas
Limolitas
Arcillitas
Marga
Si las areniscas y limolitas tienden a quebrarse siguiendo un plano, se denominan
esquistos
esquistos que con limo y barro dan lugar a las pelitas
pelitas (clasificación según
texturas y tamaños de partículas).
CLASIFICACION DE LAS ROCAS
2) Químicas :
a) Evaporíticas : se generan in situ por evaporación o reacciones inorgánicas
de sales disueltas (rocas cristalinas).
b) Formadas por acumulación de materias inorgánicas, como plantas, o
conchillas de mar
PROPIEDADES DE LAS ROCAS
POROSIDAD
Se simboliza Φ y se define muy generalmente como la capacidad que tiene una
roca para absorber y contener fluidos en su interior.
Es la relación entre el Volumen Poral y el Aparente (o Total), es una propiedad
intrínseca del material. Es decir que indica el volumen, en porcentaje, de espacio
intersticial disponible para contener fluidos.
En Rocas de Moderada a Alta Porosidad el error introducido en los valores de
porosidad por cualquier método usado, la relajación o acción mecánica o hidráulica,
no es de importancia ya que imprime sólo un pequeño efecto sobre los porcentajes
de volúmenes de la roca reservorio. En las rocas de baja porosidad un pequeño
error tiene un apreciable efecto sobre el cálculo de volumen poral.
En laboratorio usualmente se miden dos porosidades : la efectiva y la total. La
efectiva es la que se mide entre los espacios interconectados. La Total se considera
a los poros conectados y no conectados.
PROPIEDADES DE LAS ROCAS
En una formación de moderada a alta porosidad tiene poca significación la
deferencia entre porosidad efectiva y total, en rocas de mucha porosidad la
interconexión es muy buena. En rocas de baja porosidad, sin embargo, es
apreciable y significativa la diferencia que se observa en los resultados debida a la
restringida interconexión de los poros.
La medida de la porosidad de muestras conteniendo arcilla intergranular está
sujeta a apreciable error, éste puede deberse a una disminución o contracción de
las arcillas durante el análisis, o cambios químicos o pérdida de partículas durante el
proceso de corte.
Aplicando la definición tenemos:
Φ = Vol. no sólido (ó Vol. Poral) / Vol. total
= (Vt - Vs) / Vt = Vp / Va
Φ = Vp / Va (%)
Vp = Volumen poral
Vt (aparente) = Vol. total
Vs = Vol. sólido
Φ efectiva = poros interconectados
Φ absoluta = p. interc. y no
Φ aislada = p. aislados, no conectados
PROPIEDADES DE LAS ROCAS
De hecho en lngeniería de Reservorio sólo la porosidad interconectada es de
interés.
Se define la Porosidad Efectiva como la relación entre los espacios Porales
interconectados en la roca y el Volumen Bulk de la misma.
La Porosidad Total es la relación entre el espacio Poral Total de la roca y el Volumen
Bulk (volumen aparente del material).
Los procesos que siguen a la sedimentación - cementación, recristalización,
intemperismo, fracturación - pueden alterar sustancialmente la proporción y
distribución de estos espacios.
Desde el punto de vista de su formación (origen), se puede clasificar a la porosidad
como P. Primaria y P. Secundaria.
En la PRIMARIA los poros se originaron al mismo tiempo en el que sedimentó la
roca.
La mayoría de las areniscas tienen P.P. En las calizas es importante la P.P. debido a
que la misma permite que el agua artesiana penetre en la caliza y comience su
trabajo de disolución de la roca.
PROPIEDADES DE LAS ROCAS
La SECUNDARIA se genera como resultante de fenómenos posteriores a la
cementación de la roca (esfuerzos del terreno o la acción disolvente de las aguas
subterráneas).
Un porcentaje importante de calizas y dolomitas deben su porosidad a su origen
secundario. La P.S. de las capas de calizas se produce como resultado de la
fracturación, diaclasamiento por disolución, recristalización o de una combinación
de uno o más de estos procesos.
Volumen Poroso en Yacimiento : conocida la porosidad y el volumen total (área y
espesor) de un yacimiento, su volumen poroso se calcula:
Vp = 758 (bbl)/(acre/ft) * A (acre) * h (ft) * Φ (fracción)
PROPIEDADES DE LAS ROCAS
Medición de la Porosidad en Laboratorio
En Laboratorio la medición de la porosidad envuelve la medición de dos de los tres
parámetros fundamentales: volumen bulk, volumen poral.
Todas las determinaciones de volumen bulk son, en general, aplicables a la
determinación de la p. efectiva y total.
Volumen Bulk. Si bien puede ser calculado a partir de las dimensiones de una
muestra uniforme, la forma en la que se lo determina es a partir del
desplazamiento que produce la muestra a un determinado volumen de fluido. Se
prefiere usar éste ya que también sirve en el caso que la muestra tenga formas
irregulares.
Se podría hacer por Métodos volumétricos y gravimétricos. En cualquiera de ellos
debe evitarse que el fluido a usar penetre en los poros de la roca invalidando la
medición. Esto se obtiene (1) cubriendo la roca con parafina o sustancia similar, (2)
saturando la roca con el fluido en el que se la va a sumergir, o (3) usando
mercurio, que por la virtud de su elevada tensión superficial y características
mojantes no tiende a entrar a los pequeños poros.
PROPIEDADES DE LAS ROCAS
El Porosímetro Ruska o Bomba de Mercurio: el mercurio es bombeado en torno
a la muestra que está encerrada en un picnómetro calibrado de acero, éste es
parte integral de la bomba que consiste en un cilindro de medida (lleno de
mercurio) y un buzo para empujar el mercurio, además una escala y un dial que
están graduados.
PROPIEDADES DE LAS ROCAS
POROSIDAD
1. ABSOLUTA
2. EFECTIVA
3. AISLADA
“
“
POROSIDAD PRIMARIA
POROSIDAD SECUNDARIA
EVALUACION PORCENTUAL DE LA POROSIDAD
Descartable
0 -5 %
Pobre
5-10 %
Regular
Buena
Muy Buena
10-15%
15-20%
> 25 %
En Laboratorio, calculo:
Φ = Vp / VA (%)
PROPIEDADES
DE
LAS
ROCAS
PERMEABILIDAD
Se llama Permeabilidad a la medida de la capacidad de un medio poroso para
permitir la conducción de fluidos en la roca, es decir que es la medida de la
conductividad de un material. Análogamente con los conductores eléctricos, la
permeabilidad representa la recíproca de la resistencia que el medio poroso ofrece
al flujo.
Se puede definir:
Permeabilidad Efectiva: como la permeabilidad de un fluido en un sistema
poroso cuando ese fluido sólo ocupa una fracción del volumen total.
Permeabilidad Absoluta: como la permeabilidad de un fluido en un sistema
poroso cuando ese fluido satura 100% del volumen total.
Permeabilidad Relativa: como la permeabilidad de un fluido en un sistema
poroso a la relación entre permeabilidad efectiva y permeabilidad absoluta.
Varios gases se utilizan para la medición de la permeabilidad. Se podrían usar
líquidos, sin embargo no es considerada una medición de rutina por los efectos que
traen apareja la interacción líquido/roca. La medida de la permeabilidad puede ser
estandarizada utilizando como gas aire seco.
PROPIEDADES DE LAS ROCAS
La idea de permeabilidad fue introducida por Henry Darcy, quien investigó el flujo
de agua a través de filtros de arena, realizó varias pruebas hasta concluir con la
ecuación:
K= Q*µ*L
[Darcys]
A * ∆P
Donde:
[Q] cm3 / seg
[ µ] cps
[L] cm [A] cm2
[∆P] atm
La permeabilidad es una propiedad anisotrópica de una roca porosa en
una región definida del sistema, es decir es direccional, esto quiere decir que una
permeabilidad K de una roca, de largo L2, no es la misma para otro muestra de
dimensiones diferentes, o de distinta orientación.
En general la orientación de mayor interés suele ser aquella paralela a
los planos de estratificación, es decir la permeabilidad horizontal.
La vertical es de considerable interés en conexión con movimientos tales
como: segregación de gas, inyección de gas, de agua, etc. Es también de valores
más bajos que la horizontal.
PROPIEDADES DE LAS ROCAS
Medición de la Permeabilidad en Lab (absoluta)
Como cualquier fluido que tuviera el testigo ha sido removido, la muestra estará
100 % saturada con el gas del ensayo. Normalmente se usa aire, N2 o He (gas
seco), para minimizar la reacción del fluido con el medio.
De estas mediciones y con las dimensiones de la muestra, la permeabilidad absoluta
al aire seco se puede calcular con la siguiente fórmula:
K = 2000 Q * µ * L * Po
A * (P12 - P22)
Donde:
K: Permeabilidad absoluta al aire, mD
Q: Caudal, cm3 / seg
µ: Viscosidad del gas en condiciones de ensayo, cps
L: Longitud del testigo, cm
Po: Presión atmosférica, atm
P1: Presión a la entrada, atm
P2: Presión a la salida, atm (1 atm)
A: Area de sección transversal, cm2
PROPIEDADES DE LAS ROCAS
Medición de la Permeabilidad en Laboratorio (relativa)
Se lleva a cabo en el laboratorio en un diseño de equipo especial donde se
simula el fluir de un reservorio con un líquido no miscible.
La determinación se basa en la observación del flujo fraccional de
desplazamiento de una fase fluida.
Se utiliza luego Darcy y la K absoluta para determinar la K efectiva.
KR = K E / KA
PERMEABILIDAD (resumen)
1. ABSOLUTA
2. EFECTIVA
3. RELATIVA
EVALUACION DE PERMEABILIDAD
Regular
Buena
Muy Buena
1-- 10 mD
10- 100 mD
100- 1000 mD
PROPIEDADES DE LAS ROCAS
Medición de Permeabilidad en Laboratorio (absoluta)
A) Al Gas
B) Al Líquido
[Darcys]
K =
2000 Q * µ * L * Po
A * (P12 - P22)
K = Q * µ * L
A *∆P
Donde:
[Q] cm3 / min
[ µ] cps
[L] cm
[A] cm2
[∆P] atm
Medición de Permeabilidad en Laboratorio (relativa)
KR = KE / KA
AGENTES DE SOSTEN
FUNCION Y NORMAS
Las Fracturas Hidráulicas se han estado usando desde los años ´40 como una
técnica para incrementar la producción de hidrocarburos del reservorio. Esta
técnica envuelve el bombeo de fluidos a caudales y presiones suficientemente altas
como para quebrar o romper la formación. El propósito de crear esta fractura es el
de proveer un camino permeable a través del cual los fluidos del reservorio puedan
fluir más libremente.
La función de los agentes de sostén es mantener la fractura abierta luego que
el fluido de fractura deja de ser inyectado. Los fluidos del reservorio van a fluir
entonces desde los extremos de la fractura hacia el pozo a través de los conductos
generados por el pack de proppant. Esto usualmente dará por resultado un
incremento en la producción y retornos más rápidos para la operadora. Este
incremento en producción ocurre porque por ejemplo la permeabilidad de la
fractura (usando una arena Ottawa 20/40 @4000 psi de presión de cierre) es de
116 Darcies, cuando la permeabilidad de la formación puede ser de 0.05 D o
menor.
AGENTES DE SOSTEN
El primer agente usado fue arena del río Arkansas. En los ´50 se utilizó una arena
llamada de St. Peter, cerca de Ottawa, Illinois. Se procesó y obtuvo una arena
muy blanca, limpia y de excelente granulometría. Actualmente el término Ottawa
describe genéricamente una arena blanca de excelente calidad.
Luego de la aparición de esta arena, fue tan demandada que se intensificó la
búsqueda de otras opciones. Para lograrlo, los vendedores comenzaron a
desarrollar depósitos de arena de alta calidad en Minnesota y en Wisconsin
(Jordan) y de Galesville e Ironton. En el ´58 se abrió un nuevo desarrollo cerca
de Brady, Texas, donde se encontraba la Mina San Saba o “El Corazón de Texas”.
La arena Hickory no es tan buena referida a la resistencia a la compresión (a altos
valores) o al color, en comparación con la Ottawa.
A medida que se perforaron pozos más profundos (entre los ´60 y ´70), el uso
efectivo de arena común llegaba a su fin, esto instó a la industria a buscar
agentes de mayor resistencia, el cerámico sinterizado, o Bauxita Sinterizada. Esta
se podía usar a altísimas presiones de cierre sin quebrarse o embeberse.
AGENTES DE SOSTEN
De hecho es bastante más cara que la arena y que otros materiales y debido a su
alta gravedad específica, se necesita más bauxita que arena para llenar el mismo
volumen. Las características de material inerte y de poseer alta resistencia a la
compresión están dadas a su mayor constituyente, el corundum, una forma de
óxido de aluminio.
Alrededor de 1980, continuando con el desarrollo de materiales más económicos
que la bauxita y de mejor performance que la arena, se comienza a utilizar la
mullita, otro óxido de aluminio. Tiene menor densidad y costo que la bauxita, y no
son tan inerte. Es clasificada como agente de Sostén de Resistencia Intermedia.
Otra solución fue desarrollar los agentes de sostén resinados, que aplicados sobre
agentes de menor calidad, lograban mejorar bastante la mayoría de las
propiedades.
Actualmente, arena, agentes resinados, bauxita y cerámicos de intermedia
resistencia alcanzan para satisfacer casi todas las necesidades de agentes de
sostén. Esta gran variedad, sumado a la gran variedad de granulometrías y
proveedores, crean cierta confusión en el momento de elegir un agente.
El API ha establecido especificaciones para el control de calidad de los agentes de
sostén usados en tratamientos de fractura hidráulica.
AGENTES DE SOSTEN
Normas API RP:
56 : Para arena usada en Fractura Hidráulica
60 : Para agentes de alta resistencia usada en Fractura Hidráulica
58: Para arena usada en Gravel Packing
61 : Para evaluación de Conductividad de Fractura de agentes de
sostén en Corto Tiempo (Short Term Test)
Norma API RP 56:
Análisis de tamizado ( <0.1% retenido en la superior, >90%
entre nominales y < 1% en fondo)
Esfericidad y redondez
Solubilidad en Acido
Turbidez
Resistencia al Quebrantamiento
Conductividad y Permeabilidad
AGENTES DE SOSTEN
ARENA
Se puede dividir en tres grandes categorías :
Calidad Excelente o Premiun (Blanca)
Calidad Buena o Estándar (Marrón)
Calidad Sub-estándar
Arena de Calidad Excelente o Premiun
El término de Premiun o excelente deriva de su resistencia a la compresión.
Normalmente se habla del “tipo Ottawa” o arena “blanca”. Este tipo de arenas
excede grandemente los estándares del API RP 56. Si bien se usa el término
“blanca”, a veces también se hace referencia a una arena marrón dorada clara,
que es de tan buena calidad como la blanca. Los granos individuales suelen ser
monocristalinos, significando esto que lo componen cristales de cuarzo individual.
Algunos ejemplos de esta arena son las llamadas Ottawa y Jordan.
AGENTES DE SOSTEN
Arena de Calidad Buena o Estándar
Este tipo de arena excede levemente o se asemejan por completo al API RP 56.
Los granos individuales suelen ser policristalinos, significando ésto que lo componen
pequeños cristales de cuarzo unidos. Esto resulta entonces en mayores planos de
clivaje en el mismo grano, que genera menor resistencia a la compresión. Se la
suele llamar arena “marrón” porque el color deriva de trazas de óxidos de hierro.
Las más conocidas son la Hickory, a veces llamada Brady y la Bidahochi, también
llamada Houck.
Arena de Calidad Sub-estándar
Son aquellas que fallan en algunas de las propiedades de la guía API. En general el
fallo suele darse en la baja resistencia a la compresión. Esto se debe a la baja
redondez y esfericidad y a la presencia de feldespatos y otros materiales frágiles.
AGENTES DE SOSTEN
AGENTES DE SOSTEN
BAUXITA SINTERIZADA
Se producen utilizando la misma tecnología para cerámicos refractarios. El término
bauxita Sinterizada se usa para no confundir con “bauxita” que se refiere a una amplia
variedad de menas que contienen cantidades diferentes de alúmina. Debido al costo,
la principal aplicación de estos agentes es en aquellos pozos donde las presiones de
cierre rondan las 10000 psi, para aquellos donde la temperatura está en el orden de
300-400ºF o más, con salmueras de altos cloruros, sulfhídrico, carbónico u otros
fluidos corrosivos.
Posee varias desventajas :
Densidad : la alta densidad de la bauxita sinterizada (3.5) incrementa el costo del
agente debido a necesitarse mayor cantidad de libras. Con una densidad bulk de más
del 30% que otros agentes, se necesita 30% más de libras para el mismo volumen y
ancho de fractura.
Abrasividad : la extremadamente alta dureza del material y su densidad lo hacen muy
abrasivo.
Costo : con un alto costo por libra y una alta densidad, la bauxita es el agente más
caro de todos, siendo alrededor del doble de otros agentes.
AGENTES DE SOSTEN
AGENTES DE SOSTEN
AGENTES DE RESISTENCIA INTERMEDIA
Se refiere al grupo de agentes cerámicos que tienen una gravedad específica entre
3.17 y 3.25. Existe un desarrollo muy nuevo que involucra a los agentes Cerámicos
Livianos. De hecho sus límites en resistencia a la compresión son menores que en
los intermedios. Su gravedad específica está entre 2.55 y 2.7.
En su composición figuran corundum, mullita, cristobalita (otro óxido de aluminio).
Las distintas concentraciones de estos materiales permiten variar costos y
resistencias.
Hay algunas ventajas en el uso de los ARI :
Densidad : el hecho de tener menor densidad hace que se necesiten menos libras
que una BS. De hecho habrá mejor transporte de agente
Abrasividad : no es tan abrasivo como la BS
Costo : es bastante más barato que la BS
AGENTES DE SOSTEN
AGENTES DE SOSTEN
AGENTES DE SOSTEN
AGENTES DE SOSTEN RESINADOS
Hay de dos tipos: curables y precurados. Ambos usan una resina formaldeícafenólica termosellable que cubren los granos individuales de agente. Si bien
cualquier resina puede ser aplicada a cualquier tipo de agente, la precurada se usa
más ampliamente con la arena con el objeto de mejorar su resistencia. La mejora
en esta propiedad resulta de incrementar el área de contacto entre granos,
reduciendo así los puntos de mayor carga y ruptura.
Sin embargo ésta no se evita por completo, pero mucha de la permeabilidad
mejorada a altas presiones de cierre se debe al encapsulamiento que hace la resina
de los fragmentos de granos rotos. Se previene de esta manera la generación de
finos de los granos rotos y finalmente el taponamiento de los canales de flujo en el
pack de agente.
Debido a la naturaleza de los recubrimientos con resina, estos agentes ofrecen
mejores resistencias químicas y por cierto los precurados poseen muy bajas
solubilidades API (<1%). Los fabricantes indican que estos productos son muy
estables hasta temperaturas encima de 400ºF (204ºC). Son susceptibles a fluidos
de muy altos pH. La soda cáustica la disolverá rápidamente.
AGENTES DE SOSTEN
Si bien la mayoría de los agentes resinados son resistentes a los buffers para elevar
el pH de los fluidos de fractura, siempre deben testearse posibles incompatibilidades.
Como las resinas poseen una muy baja gravedad específica, los agentes resinados
poseen también menor gravedad específica y densidad bulk.
Agentes Resinados Curables : se usan en arenas y cerámicos para prevenir
esencialmente el flowback de los granos. Para lograr la adhesión entre los granos es
básico que la fractura se haya cerrado y que la presión de cierre sea de alrededor de
2000 psi para que la resina se endurezca.
Para temperaturas de entre 120ºF y 140 ºF (49-60ºC) se necesitarán unas 200
horas para que curen completamente los granos. Normalmente a bajas
temperaturas se necesita un Activador que catalice el curado. A temperaturas de
alrededor de 300ºF (149ºC) el curado ocurre en aproximadamente dos horas.
Cuando se usan agentes resinados en pozos muy calientes se debe estar seguro que
la resina no cure antes que la fractura se cierre.
Este tipo de agentes se puede usar con casi todos los fluidos de fractura, pero no
desarrollan gran resistencia si se los usa con fluidos base hidrocarburo. No se debe
usar cuando se bombean alcoholes (más de 90%) o solvente polar.
AGENTES DE SOSTEN
Agentes Resinados Precurados : no desarrollan un pack consolidado como las
curables, son utilizadas sólo con el propósito de aumentar la resistencia a la
compresión del agente.
Ventajas y Desventajas : La propiedad fundamental de los agentes resinados es
que ayudan a evitar el flowback de arena. Se debe ejercitar la práctica de su uso
para lograr buenos curados. A pesar que siempre se obtiene mejoras en la
resistencia, las condiciones de curado deben ser controladas y suelen variar
considerablemente.
Las arenas precuradas son más económicas que los cerámicos, y más fuertes que
la arena, pero en cuanto a la permeabilidad, tienen bastante menos que los
cerámicos.
Todos los materiales resinados son susceptibles a los fluorosurfactantes y a los
solventes mutuales. Siempre debe determinarse la compatibilidad de los agentes
con surfactantes y fluidos de alto pH, entre otros.
AGENTES DE SOSTEN
CONDUCTIVIDAD Y PERMEABILIDAD DE
FRACTURA
a) Conductividad de Fractura
La dificultad para medir el ancho de la fractura de modo de poder calcular la
permeabilidad del agente, nos ha conducido a definir el término Conductividad de
Fractura. Formalmente se puede definir como “el producto del ancho soportado por la
permeabilidad del manto del agente de sostén en la fractura”.
Al ser una función de la permeabilidad y el ancho de fractura, representa una
resistencia del pack de agente a que el fluido fluya, se expresa comúnmente en mDpie. Este término también se usa para evaluar la productividad de un pozo luego del
tratamiento de fractura, es decir que será una indicación del éxito de una operación.
La capacidad de flujo de una fractura empaquetada depende de las características del
agente de sostén, de su granulometría y su concentración, para las mismas
condiciones de trabajo. La concentración superficial de los agentes de sostén se
expresa en lb./pie 2 o lb./ 1000 pie2. De acuerdo a la concentración en la fractura se
puede tener una monocapa parcial, una monocapa total o una multicapa.
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
El ancho de una fractura empaquetada
depende de la concentración superficial del
agente de sostén y del Incrustamiento que se
produzca en la formación. Puede verse la
variación del ancho de fractura producida por
el incremento de concentración del agente de
sostén en la fractura.
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
Variación de la conductividad con la concentración de agente de sostén
La conductividad de fractura es función del ancho empaquetado, que se debe a la
concentración de agente en la fractura. Cuanto más ancha la fractura, más agente se
necesita para llenarla. Sin embargo veremos que la conductividad resultante no tiene
una relación lineal con la concentración.
Hay básicamente tres tipos de capas que se pueden formar durante la ubicación del
agente en la fractura. Vimos que a concentraciones muy bajas, menos de una capa
sólida puede lograrse en lo que se llama “monocapa parcial”. Las conductividades en
este tipo son bastante altas porque existe muy poca resistencia al flujo. Los resultados
usando este tipo de conformación son en general malos y quizás se deban a alguno
de los siguientes problemas :
Empotramiento : los anchos de fractura son muy estrechos con una monocapa, sólo
un diámetro de grano, por lo que pequeños empotramientos afectaran severamente la
conductividad. Es muy probable que el grano entero se embeba.
Ruptura : En formaciones muy duras, altas cargas puntuales pueden causar ruptura
prematura de los agentes de baja resistencia. La fractura se cerrará.
Ubicación : Los fluidos solían hacer bancos con altas velocidades de caída. Debido a
esto era realmente difícil colocar el agente en su lugar y homogéneamente.
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
Cuando se utiliza una monocapa total se obtendrán los menores valores de
conductividades. Esto sucede generalmente a concentraciones de arena entre 0.3 a
0.5 lbs/pie2. A estas concentraciones el ancho es muy pequeño y está lleno casi
completamente con arena, dando una alta resistencia al flujo, aunque igualmente
superior que la de algunos reservorios. Con este ancho tan pequeño, el
empotramiento puede ser un problema severo.
Actualmente se utilizan multicapas donde usualmente se emplean concentraciones de
1.0 a 10 lb./pie2. La mayoría de las publicaciones indican conductividades y
permeabilidades de 2 lb./pie2. Las multicapas otorgan mayor ancho de fractura que
tiende a reducir el efecto de empotramiento.
Los resultados de conductividades de fractura experimentales son bastante más
optimistas que lo que se logra en la fractura real. En condiciones de fondo, las
superficies no son tan rígidas ni uniformes y seguramente ocurre empotramiento. Si
se le agrega el efecto del polímero y el daño del fluido, los valores de conductividad
serán aún más reducidos.
Como se verá, la capacidad de flujo de una fractura empaquetada no muestra un
comportamiento lineal con las variaciones de concentración en la fractura.
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
INCREMENTO DE PRODUCTIVIDAD – Modelos de estudio
PIR = J/JO
J = IP final ; Jo = IP inicial
CONTRASTE DE CAPACIDAD DE FLUJO
La productividad de un pozo luego de la fractura depende en gran medida de la
magnitud del contraste entre la capacidad de flujo de la fractura empaquetada y
la del reservorio.
Se define como contraste de conductividad de fractura a la conductividad
relativa y expresa la capacidad de conducir fluido de la fractura respecto de la
capacidad de la formación.
1) Modelo analítico de Prats
Hipótesis :
a) Fractura vertical
b) Reservorio uniforme de contorno circular
c) Fluido incompresible en régimen estacionario
Conclusión del método : La fractura es equivalente a un incremento del radio
efectivo de drenaje del pozo.
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
2) Modelo analógico (eléctrico) de Mc Guire-Sikora
Hipótesis :
a) Contorno de drenaje cuadrado
b) Fluido incompresible
c) Producción en estado semi-estacionario
d) Altura empaquetada igual a espesor productivo
e) La fractura no modifica el área de drenaje del pozo
El contraste correspondiente a diversas opciones de tratamiento estará determinado
por el valor de w.Kf (conductividad de fractura) por lo tanto un diseño exitoso
de tratamiento consiste en determinar los valores óptimos de penetración y de
conductividad de fractura.
Conclusiones del método :
Para Reservorios de Baja Permeabilidad (contraste elevado) es importante aumentar
la longitud de fractura que aumente la Cf
Para Reservorios de Alta Permeabilidad (bajo contraste) es más importante aumentar
la Cf que aumentar la longitud de fractura.
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
3) Curvas Tipo o de Cinco Ley
En general los varios métodos presuponen que se alcanzó el estado estacionario o
semi estacionario.
ƒ Si
Cuán importante es esto ??
el reservorio posee una permeabilidad alta (mayor a 10 mD y en casos
superiores a 1 mD), el tiempo para alcanzar el régimen de producción estacionario o
semi estacionario, es corto (algunos se logran en horas o varios días), por lo tanto el
uso de los modelos anteriores es bastante aceptable.
ƒ Si es de muy baja permeabilidad, el régimen se alcanzará en meses o años, por lo
que la producción real durante ese lapso será muy superior a la prevista por Mc GuireSikora, es decir que este modelo no sirve demasiado para estos reservorios.
Por estas razones se han definido las Curvas Tipo : son funciones adimensionales que
correlacionan producción de hidrocarburos con el tiempo, de acuerdo a los parámetros
del reservorio y por lo tanto, a la fractura empaquetada.
CONDUCTIVIDAD
DE
FRACTURA
Se pueden aplicar entonces :
•
•
•
A los Análisis de Presión en ensayos de pozo post fractura y estimar los valores
de longitud de fractura y conductividad de fractura, al mismo tiempo que
verificamos las propiedades del reservorio.
Para predecir la producción futura del pozo y optimizar las condiciones de
producción
Para predecir resultados de tratamientos alternativos para incorporar los
factores económicos a la optimización del diseño.
Se sabe que con los modelos del tipo de Mc Guire –Sikora el contraste se mide con
w.Kf / K
Si se utilizan para el análisis las Curvas Tipo o de Cinco Ley, se mide ese contraste
mediante el Factor adimensional de conductividad de fractura, FCD :
FCD = w . Kf
K . Lf
K = permeabilidad de la formación, mD
Lf = longitud de fractura empaquetada, pies
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
En cualquiera de las alternativas, el termino W . Kf es de suma importancia para
la estimación del incremento de productividad obtenido en la estimulación.
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
Evaluación de la conductividad de fractura en el Laboratorio
Para evaluar la conductividad de fractura, se desarrollaron varios métodos
experimentales. Se necesitaba un equipo que permitiera cargar el agente y medirlo en
el tiempo. En definitiva, con ellos se quería determinar la capacidad de flujo de un
manto de agente de sostén sometido a distintas presiones de confinamiento, hasta
llegar a la presión de fondo de pozo.
Esto permite la obtención de curvas de Conductividad vs. Presión de confinamiento
para igual granulometría. Además es posible obtener valores comparativos con
distintos agentes de sostén y granulometría, sirviendo esto también de base para la
optimización de la fractura.
APARATOS DE LABORATORIO
Se han desarrollado diversos aparatos de los cuales los más recientes confinan al
agente de sostén entre platos de acero inoxidable. Este método se ha generalizado
porque no siempre se dispone de coronas representativas para su ensayo. No
obstante, de esta forma sólo puede evaluarse la reducción de la conductividad
producida por la ruptura del agente de sostén, no pudiéndose determinar la influencia
del Incrustamiento sobre la capacidad de flujo de la fractura.
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
Permeabilímetro Hassler: Es una celda en la que se carga el agente, se lo sacude
para homogeneizar la muestra.
Permeabilímetro de Flujo Radial AMOCO: Se puede usar dos trozos de corona o
no. A pesar de haber mejorado al anterior, este sistema tiene algunas desventajas.
Debido a que la presión diferencial necesaria para mover el fluido a caudal constante
en un medio poroso es inversamente proporcional al área seccional del medio, en un
sistema radial la diferencia está dada por un factor 2π por radio. Debido a la distancia
entre la entrada y la salida, cualquier pequeño cambio en la conductividad del agente
cerca de la entrada, tiene mucho efecto en la salida. Finalmente, si la carga del
agente no es homogénea también habrá diferencias.
En este caso la ecuación en uso es la Ecuación de Darcy para flujo radial :
W.Kf
= 5.22 × Q × µ × ln (ri / rex)
∆p
WKf
= conductividad de fractura, mD-pie
Q = caudal, cc./seg
µ
= viscosidad del fluido, cps
ri = radio del orificio central, cm.
rex
= radio externo, cm.
∆p = presión aplicada, atm
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
Este método ha sido prácticamente reemplazado por el equipo de flujo lineal. Este
ultimo es más representativo de lo que sucede en la fractura y a su vez, evita la
excesiva perdida de carga producida en las proximidades del circulo central.
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
Permeabilímetro de Flujo Lineal (Acorde API RP 61 - Evaluación de
Conductividad de Fractura de agentes de sostén en Corto Tiempo (Short
Term Test): el API ha establecido en dicha Norma el uso de esta celda de acero
inoxidable e flujo lineal.
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
En este caso la ecuación en uso es la Ecuación de Darcy para flujo lineal :
W.Kf
= 3.28 × Q × µ × L
A × (p1 – p2)
WKf
= conductividad de fractura, mD-pie
µ
= viscosidad del fluido, cps
A
= Area de ensayo, cm2
p2
= presión manómetro de salida, atm
Q = caudal, cc./seg
L = longitud entre tomas de
presión, cm.
p1 = presión manómetro de
entrada, atm
En el laboratorio pueden efectuarse determinaciones de conductividad de fractura,
con distintos tipos de agente de sostén y variando la presión aplicada. De esta
forma, pueden obtenerse curvas como la que se esquematiza.
Las curvas obtenidas son generales y solo poseen carácter orientativo cuando no se
dispone de valores más concretos. No obstante, en todos los casos es preferible
efectuar los ensayos de laboratorio sobre la formación a fracturar, variando la
concentración y el tipo de agente de sostén.
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
Ejemplos de curvas
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
Presión de Incrustamiento
(Embedment):
o
Empotramiento
Da una idea de la medida en que un agente de sostén va a
penetrar en la formación cuando sea sometido a altas
presiones de confinamiento. La capacidad de flujo de una
fractura depende en gran medida de este factor.
El Empotramiento posee una dependencia directa entre la
dureza relativa de la formación y el agente de sostén.
Un alto grado de Incrustamiento puede ser la principal
causa del fracaso de una operación de fractura, si no se
evalúa adecuadamente este efecto. Este es tanto mayor
cuanto menor es la densidad superficial de agente de sostén
en la fractura.
Si el agente se empotra en las paredes de la roca, la
efectividad en el ancho de la fractura y la conductividad,
decrecen. También debe tenerse en cuenta que al
empotrarse, se rompe parte del fino de la formación, que
también contribuye a disminuir la conductividad de la
fractura.
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
Rotura del agente de sostén
El uso de un agente de sostén inadecuado y a una baja concentración puede producir
la trituración del mismo cuando se fracturan formaciones duras.
Esto también puede redundar en una baja conductividad de fractura y afectar a la
producción esperada del pozo.
Si se analiza la granulometría de una arena 10-20, luego de ser sometida a 5500 psi
de presión de confinamiento, puede apreciarse la variación de la curva de tamizado
obtenido respecto de la arena original. En la figura puede apreciarse la
transformación de granulometría de una arena 10-20 (arena media) a otra cuya
mayor proporción pertenece a arena fina y muy fina. Ese efecto se traduce en una
considerable reducción de su capacidad de flujo.
CONDUCTIVIDAD DE FRACTURA
Determinación de la presión de Incrustamiento
Puede ser medida en el laboratorio por medio de un Penetrómetro. Este consiste en
una prensa que posee dos platos metálicos, uno de ellos con una bolilla de 0.05” de
El ensayo se efectúa colocando entre
diámetro y elevada dureza.
ambos un trozo de corona, tal como
se ve en figura y aplicando una
presión tal que la bolilla penetre en la
formación 0.0125 “. Cuando esto se
logra, se determina la fuerza
aplicada.
El Empotramiento puede calcularse:
PE = 4 × Wp
π × di2
PE = Presión de Empotramiento, psi
Wp= Fza. aplicada,lbf
di2 = diámetro de la impresión de la
bolilla sobre la corona, pulgada
Se efectúan tres lecturas diferentes, a ½ pulgada de distancia entre ellas,
promediando los resultados. Para los distintos tipos de rocas, los valores obtenidos
varían entre 13 y 600 × 103 psi.
CONDUCTIVIDAD
DE
FRACTURA
Guía para la clasificación
PRESION DE
CLASIFICACIÓN
INCRUSTAMIENTO
50000 psi o màs
Dura
30000 a 50000
Media
30000 psi o menor
Blanda
En general, cuanta más arcilla posea la formación, más blanda será.
Por ejemplo: una arena Ottawa 20/40 con una presión de cierre de 4000 psi
Concentración (lb/ft2)
Ancho Fractura (plg)
Conductividad (D.plg)
1
0,1113 0,0865
15,58
12,11
2
0,2226 0,1978
31,16
27,69
Asumiendo un empotramiento de la mitad del diámetro de un grano en cada cara de
la fractura, tendremos un diámetro menos = 0,024 plg.
Para formaciones blandas nos convendrá usar la concentración más alta
posible para evitar incrustamiento.
PERMEABILIDAD DE FRACTURA
b) Selección del agente de sostén
El criterio puede definirse muy simple: “elija el agente que le provea la conductividad
a la que aspira al costo más bajo”.
Consiste en determinar el valor económico óptimo de conductividad de fractura, para
un pozo dado. Es más fácil decirlo que lograrlo. Es imposible desarrollar un juego de
reglas que gobiernen qué agente debe ser usado en cada circunstancia. Existen tres
parámetros o factores a tener en cuenta:
1) Qué permeabilidad o conductividad de agente es aceptable para la presión de
confinamiento de la formación?
Crear un valor de K de contraste (entre el de la formación y el generado por el
agente) tan alto como se pueda.
2) Cuál es un aceptable valor de finos que se generarán por el agente a la presión de
confinamiento?
Determinar la presión de Confinamiento óptima que pueda soportar ese agente.
PC = ∆F * Profundidad – Pres. Poral
PERMEABILIDAD DE FRACTURA
El gradiente de fractura se estima por los alrededores de 0,7 - 0,8. La presión poral
se estima como la presión ejercida por una columna de agua.
Con ese valor voy a las Curvas de Presión de Confinamiento vs. K para distintos
agentes y entro en los valores de distribución de agente (normalmente 1#/pie
cuadrado).
3) Evaluar si se justifica el costo versus mejora en la productividad.
Este valor se podrá simular en cualquier programa de modelaje basándose en la
información obtenida en los dos primeros factores y el costo.
PERMEABILIDAD DE FRACTURA
Factores que afectan la conductividad de fractura
Algunos de éstos pueden ser evaluados en laboratorio y sus efectos en la
conductividad de fractura se pueden establecer aproximadamente. Otros, no se
evalúan generalmente, y por ende sus efectos son menos conocidos. Es sabido que la
conductividad de fractura es una función de la permeabilidad del agente y el ancho de
fractura empaquetado.
Presión de cierre
El esfuerzo transmitido desde la formación al agente durante el cierre de la fractura,
causa la ruptura de parte del agente, reduciendo el tamaño de las partículas e
incrementando el área superficial del mismo, los que juntos reducen la permeabilidad
del pack de fractura.
Sumado a esto, el esfuerzo sobre el pack de agente sirve para compactar la
estratificación de las partículas y reduce su porosidad, para terminar reduciendo su
permeabilidad después.
Esta presión causará finalmente que las partículas se “embeban” o empotren en las
paredes de la formación más blanda, decreciendo entonces el ancho de la fractura.
PERMEABILIDAD
DE
FRACTURA
Normalmente luego de la fractura
las caras de la misma tienden a
cerrarse son la misma fuerza con la
que se la abrió :
Pc = Pef – P1
Pc : Presión de confinamiento
Donde P1 es la presión a la que
están los fluidos dentro de la
fractura.
Veamos distintas situaciones :
Si el pozo está estático, habrá equilibrio
de presiones :
Pw = P1 = Pp
y
Pw = Ps + Ph ⇒
Bastante grande
Pc = Pef – Pp
PERMEABILIDAD DE FRACTURA
Si el pozo está en producción, por flujo
natural, puede haber un gradiente de
presiones a lo largo de toda la fractura.
El efecto sobre el agente de sostén es
casi invariable en el fondo de la
fractura, pero es mucho mayor en el
borde de pozo.
Podría ser :
Pwf < Pf1 < Pf2 ≅ Pp
y la presión de cierre será :
Pc = Pef – Pwf en el borde de pozo
Pc = Pef – Pp
fractura
en el fondo de la
Pc es mucho mayor en el borde del pozo que en el fondo de la fractura
PERMEABILIDAD DE FRACTURA
¾Vemos
entonces que cuando el pozo esta cerrado el agente de sostén está
menos solicitado.
¾Cuando el pozo se pone en producción aumenta la presión sobre el agente de
sostén, sobre todo en el borde de pozo (en el fondo de la fractura no hay
demasiados cambios). Este efecto se aprovecha, a veces, utilizando agentes de
sostén de más calidad (más caros) sólo en la cola del tratamiento (cerca de la
boca).
¾En pozos productores de gas donde la Pwf
puede ser de aproximadamente el
80% de Pp, la presión de confinamiento es apenas un poco mayor que en
condiciones estáticas (pozo cerrado).
¾En pozos productores de petróleo la Pwf puede ser sensiblemente inferior a Pp .
Será conveniente prever las condiciones de producción futuras para estimar la
presión de cierre.
¾Como alternativa de estimación conservadora podría usarse :
Pc = Pef = Gf × Prof.
¾La presión de confinamiento podrá tener un valor variable (según condiciones)
Pef – Pp < Pc < Gf × Prof.
PERMEABILIDAD DE FRACTURA
Tamaño de partículas: Tiene un efecto material sobre la permeabilidad del pack.
Un tamaño mayor de partículas (ej.: 12/20) da una mayor conductividad a presiones
menores (ej.: que la 20/40). Debe entenderse que para la selección del agente debe
tenerse en cuenta la capacidad de transporte de dicho agente. A pesar que un tamaño
12/20 es más conductivo que uno 20/40, éste por su tamaño será más fácil de
transportar más profundamente en la fractura. Debe tenerse presente que tamaños
mayores de grano se romperán más fácil.
Concentración del agente: Este término se refiere a la cantidad de agente por
unidad de área de pared de fractura (medida sólo en un lado). En unidades comunes
se expresa en libras de agente por pie cuadrado. La conductividad de fractura se
incrementa con el incremento de la concentración.
Resistencia del agente: Este es uno de los parámetros que más preocupan en la
selección del agente.
Antes se consideraba la resistencia expresada como la presión que soportaba un
grano dividido por el área expuesta al esfuerzo. El ensayo API de Resistencia al
quebrantamiento es la técnica más moderna para esta determinación.
Cuanto más se rompa al agente, menor será la capacidad de flujo que genere en la
fractura.
PERMEABILIDAD DE FRACTURA
Forma de los granos: La esfericidad y redondez de los granos son propiedades que
afectan su performance. Esto depende del esfuerzo al que someta al agente.
Debido a que el efecto en superficie es más uniforme, granos más redondos y
esféricos son capaces de soportar más esfuerzo sin romperse que uno menos
redondeado. Por lo que a altos esfuerzos, un mayor grado de redondez y esfericidad
ayuda a la conductividad de la fractura.
A bajos esfuerzos, sin embargo, no es así, ya que debido a la angulosidad, no se
empacan tan bien como uno redondo y existirá mayor porosidad y
correspondientemente mayor permeabilidad.
Evaluación de la turbulencia, los efectos de severas pérdida de presión y del
empaquetamiento : Debemos determinar si la turbulencia impactará severamente
sobre la producción. Utilizando el esfuerzo generado por una condición seria de
drawdown observemos si el agente seleccionado proveerá adecuada conductividad. Si
no es así, considerar un tail-in de un agente más conductivo. Este tail-in no se piensa
para compensar la baja conductividad en el resto de la fractura, el propósito es
proteger el near-wellbore de la fractura en un evento de condición de severo
drawdown.
PERMEABILIDAD DE FRACTURA
El empotramiento del agente en la formación puede impactar seriamente en la
conductividad de pack de agente. Si se planea fracturar una formación muy blanda se
debe analizar esta posibilidad.
La turbulencia es un fenómeno que puede reducir efectivamente la conductividad y se
presenta como una desviación de la ley de Darcy en altas velocidades de flujo. La Ley
de Darcy describe el flujo laminar a través de un medio poroso, y expresado en
términos de velocidad como :
∆P = µ * V
∆L
K
Si la resistencia al flujo (µ/K) se mantiene constante, el gradiente de presión (∆P/∆L)
es proporcional a la velocidad del fluido (V). Sin embargo, cuando la velocidad se
incrementa hasta un punto donde el flujo ya no es más laminar, la caída de presión se
incrementa más que proporcionalmente.
Las medidas de conductividad y permeabilidad se realizan
suficientemente bajos caudales para evitar un flujo No-Darciano.
usualmente
a
PERMEABILIDAD DE FRACTURA
El Flujo No-Darciano reduce la productividad de un pozo fracturado por debajo de la
producción que se había estimado. Esto se produce debido al incremento de la
caída de presión estimada y requerida para producir a un determinado caudal.
La medición de Flujo No-Darciano en un pack de agente es extremadamente
importante. Este tipo de flujo puede producir incrementos en la caída de presión en el
orden de 10 veces lo que daría el uso de agua sola, resultando en una disminución de
la permeabilidad o conductividad efectiva en 10 veces. El flujo de un petróleo de baja
viscosidad a alto caudal no se reducirá significativamente pero los pozos gasíferos se
verán muy afectados.
La ecuación utilizada para describir el Flujo No-Darciano es la Ecuación de
Forchheimer :
El segundo término establece el gradiente adicional
∆P = µ * V + βρ V2
de presión (caída de presión) causado por el flujo
No-Darciano y es una función de β y de la
∆L
K
velocidad del fluido.
ρ : densidad del fluido fluyendo en la fractura
β se ha denominado el “factor de turbulencia”, o factor Beta, o coeficiente de
resistencia inercial y el coeficiente de velocidad por diferentes investigadores.
PERMEABILIDAD DE FRACTURA
Si β=0, entonces la Ecuación de Forchheimer se reduce a la de Darcy. Los factores
que influencian β incluyen :
¾expansión y contracción
¾curvatura de la línea de salida
¾rugosidad de las superficies
¾heterogeneidades como las saturaciones de agua y petróleo
También β varía con el tipo y granulometría del agente de sostén y también se
incrementa por la presencia de daño debida el fluido de fractura en el pack. La
siguiente ecuación se puede usar para calcular el β debido a daño por el gel.
Esta sencilla relación permite predecir el factor β de flujo No-Darciano conociendo el
factor beta del agente de sostén y el porcentaje de daño en el pack.
β con daño= β
sin daño
* 10
% daño / 100
PERMEABILIDAD DE FRACTURA
Los fluidos multifásicos (agua y/o petróleo en la fractura) también reducen la
permeabilidad al gas. Esta reducción de la conductividad puede estimarse mediante la
ecuación que tiene en cuenta el daño por fluido y flujo multifásico :
Conductividad de = β * 10 [ 1/ (% daño / 100) ] + 1/K * Xg * W
Flujo No-Darciano
26 * Xwo0.5
0.012
β
: Factor de Flujo No-Darciano, (atm-seg-1/g)
% Daño
: 100 - % permeabilidad retenida
Xg
: Densidad * velocidad/viscosidad del gas a condiciones de
reservorio
K
: Permeabilidad del agente de sostén a presión y temperatura
(D)
Xwo
: Densidad * velocidad/viscosidad de agua + petróleo basado
en el caudal de producción de agua y petróleo
W
: Ancho del pack (pulgadas)
PERMEABILIDAD DE FRACTURA
El factor Beta se calcula mediante una ecuación empírica :
β = b / Ka
Donde :
K : Permeabilidad del pack bajo presión ( Darcies)
a : Pendiente de la curva log-log de permeabilidad versus Beta para cada producto
b : La intersección en 1
Se adjuntan valores de a y b para cada tipo de agente determinados por datos de test
de Stimlab.
PERMEABILIDAD DE FRACTURA
PERMEABILIDAD DE FRACTURA
Es evidente que los flujos No-Darcianos, particularmente en pozos gasíferos,
pueden impactar significativamente en la producción de pozos fracturados.
Cuando se diseña un trabajo de fractura y especialmente cuando existen
determinados requerimientos de conductividad, los flujos No-Darcianos pueden
ser estimados y por ende la conductividad relativa medianamente ajustada
acorde a ellos. Como para relevar los efectos de un flujo No-Darciano, la
conductividad relativa puede incrementarse mediante :
• Incrementando la concentración de agente y por ende el ancho empaquetado,
es decir :
V = Q / A = Q / Wf . h ; es decir que el incrementar el ancho, hace que la
velocidad disminuya.
• Cambiando a un agente de
• Una combinación de ambos
performance mayor (mayor permeabilidad)
Regla de dedo para correcciones :
™
™
Pozos gasíferos produciendo menos de 1MMCFPD : 10%
Para superiores a 10 MMCFPD : 50%
FLUIDOS DE FRACTURA
FLUIDOS BASE AGUA
Requerimientos de calidad de agua
Corresponde aumentar los recaudos previos a la operación, a fin de minimizar los
problemas durante la misma.
Controles :
1°-Acidez (H+): Entre 5-8. Rango óptimo de pH para lograr la hidratación del
polímero.
2°- Alcalinidad (HCO3-): No más de 1000 ppm de bicarbonatos. Interfiere con la
regulación de pH.
3°-Dureza (Ca++,Mg++): No debe exceder las 250 ppm de dureza total. Interfiere en
la estabilidad reológica. Se recomienda dureza cálcica menor o igual 150 mg/lt y
dureza magnésica menor o igual a 100 mg/lt.
4° -Hierro Total (Fe): No más de 10 ppm. Produce una reticulación prematura del
polímero.
5°-Bacterias: No más de 100 bact./ml. Degradan el polímero e impiden el desarrollo
de la viscosidad.
6°-Sulfatos: No más de 175 ppm. Acelera la ruptura del gel.
FLUIDOS DE FRACTURA
a) BIOCIDAS
El propósito fundamental para su uso es controlar la degradación bacteriana
de los fluidos de fractura y evitar la contaminación bacteriana del reservorio
del cliente.
Es decir que son aditivos que se usan para eliminar las bacterias del agua a usarse en
el tratamiento.
Las bacterias son miembros de una gran familia de unicelulares, de tamaño variado,
se desarrollan muy rápidamente. La temperatura a la cual son más activas es entre 90
y 110 °F. Tienen un límite de temperatura que es aproximadamente 200 °F. Las
colonias de bacterias en condiciones óptimas pueden duplicarse cada 20 minutos.
Normalmente se adhieren a los sólidos, como las paredes de los tanques de fractura.
Forman una especie de película que las protegerá del uso de bactericidas. A pH
menores que 1, no hay bacterias presentes.
Los geles base guares son un alimento excelente. La bacteria lo consume para
obtener azúcar y así multiplicarse. Se reproducen por división celular (llamada fisión),
otras simplemente por apareamiento.
FLUIDOS DE FRACTURA
b) ESTABILIZADORES – INHIBIDORES DE ARCILLA:
ARCILLA Las arcillas son minerales
de aluminosilicatos con una estructura cristalina en forma de láminas. El tamaño
suele ser menor que 1/256 mm. Todas las arcillas son susceptibles a cambios al
contactarse con agua dulce, ya que se produce un desbalance iónico. Las arcillas se
expandirán, posiblemente cerca de los poros produciendo daño en la formación
(disminuirá la permeabilidad), algunas se dispersarán y serán capaces de migrar
hacia otra ubicación.
El efecto de un fluido acuoso en las arcillas dependerá de:
•La estructura química de las arcillas.
•La diferencia de salinidad entre el agua nativa de formación y el fluido inyectado.
•La ubicación de las partículas en la matriz o los poros.
•El modo en el que estén cementadas a la matriz.
•La cantidad de arcilla presentes.
FLUIDOS DE FRACTURA
El mejor fluido para tratar una formación sensible al agua será aquel que:
•
•
•
•
Prevenga la hidratación e hinchamiento de las arcillas.
Sea económico y fácil de preparar.
Pueda ser usado en el tratamiento de casi todas las formaciones
Sea compatible con los aditivos usados para preparar un fluido de fractura.
Los estabilizadores de arcilla, minimizan o inhiben la compatibilidad del
fluido con la matriz.
c) ADITIVOS BUFFER
Son en realidad aditivos que nos permiten regular el pH, de modo tal de acondicionar
el medio acuoso para lograr que el polímero se hidrate más rápido y
homogéneamente o a controlar el tiempo de reticulación en los fluidos
retardados. Se seleccionan de acuerdo al fluido, temperatura y características del
agua de mezcla.
Ejemplos: para Hidratación : Acido Fumárico, Acetato de Sodio
FLUIDOS DE FRACTURA
d) AGENTES GELIFICANTES
La goma guar (polímero) es un polisacárido compuesto por una cadena ramificada de
anhidromanopiranosa y unidades aisladas de galactopiranosyl.
El óxido de propileno reacciona con la goma guar para formar el Hidroxipropil guar
(HPG) como producto de reacción.
El HPG puede reaccionar con la sal de sodio del ácido cloroacético, dando lugar al
Carboximetilhidropropil guar (CMHPG).
Existen algunos polímeros derivados de la celulosa, tales como HEC y la CMHEC
que suelen usarse para gelificar ácido, para tratamientos de gravel y para geles
temporarios.
La Goma Xantan, se usa para gravel packing y para fluidos de perforación.
FLUIDOS DE FRACTURA
e) ESTABILIZADORES DE GEL: Mejoran la estabilidad térmica de los fluidos de
fractura base agua.
En algunos casos esto se controla también con la carga del polímero y/o con el
reticulador y el regulador de pH. ADITIVOS BUFFER
f) SURFACTANTES: Disueltos en un líquido, reducen la tensión superficial o la
interfacial, modifican el ángulo de contacto.
La forma de disminuir la tensión es porque sus moléculas se acumulan en la interfase,
orientándose de manera de alterar su naturaleza.
Se clasifican de acuerdo a la naturaleza (carga) del grupo hidrófilo (soluble en agua):
aniónicos (-); catiónicos (+); no iónicos y anfóteros (- y +). Debido a posibles
problemas de incompatibilidad no se recomienda mezclar surfactantes de cargas
opuestas. Se deben verificar en laboratorio.
FLUIDOS DE FRACTURA
g) BUFFERS (previo croslinqueo): Tal como vimos anteriormente, los aditivos
buffers, sirven básicamente para adecuar el pH del medio acuoso. En particular, estos
buffers nos permiten controlar el pH para obtener un óptimo medio para croslinquear
el gel y por ende, lograr una buena viscosidad y mejorar la capacidad de suspensión
del agente de sostén.
h) BREAKERS : Los ruptores son usados para reducir el peso molecular de los
polímeros, y facilitar así su remoción de la formación, sin perjudicar el pack de agente
de sostén. Esta disminución del peso molecular también tendrá que ocurrir en la torta
de polímero que queda en la pared de la roca durante el tratamiento.
Como vimos la estructura de la goma guar consiste en una cadena lineal de residuos
de D--manosa, unidos entre sí por ligaduras de algunos otros compuestos
(galactosas). La manosa es completamente insoluble cuando está disociada de la
galactosa.
La mejor manera de romper esta estructura sin dejar residuos de polímeros dañinos,
es atacar las ligaduras entre las unidades de manosa, luego las que unen la galactosa
y la manosa. Esto hace que el polímero se reduzca a un azúcar (monosacárido) simple
que es completamente soluble en agua.
FLUIDOS DE FRACTURA
Podemos clasificar a los ruptores en dos categorías :
„
„
Oxidantes
Enzimas
Oxidantes
Reaccionan no-específicamente con cualquier material oxidable, que incluyen
hidrocarburos, cañerías metálicas, componentes de la formación y otros aditivos
orgánicos. El proceso por el que oxidan es la liberación de radicales libres (ésta es
muy rápida).
Normalmente se usan persulfato de amonio, de potasio y de sodio.
Ruptor Encapsulado
Son ruptores oxidativos cubiertos por una delgada capa (encapsulados). Son como
esponjas que en el interior de sus poros poseen persulfato de amonio. En contacto
con el agua, ésta disuelve el persulfato y comienza la ruptura.
Poseen mayor control en la ruptura, son de ruptura retardada. Por esa razón puede
usarse en grandes cantidades sin comprometer la calidad del gel.
FLUIDOS DE FRACTURA
Enzimas
Son largas y altamente especializadas proteínas, producidas por organismos vivos.
Consisten en largas cadenas de aminoácidos mantenidas juntas por uniones péptidas.
Se hallan presentes en todos los sistemas biológicos, son no-tóxicas y pueden ser
absorbidas por el medio ambiente ya que no lo dañan ni alteran.
Exhiben la cualidad especial de actuar como catalizadores para acelerar reacciones
químicas. Esta actividad no cambia la estructura de la enzima durante la reacción de
iniciación y, por lo tanto, puede la misma enzima comenzar otra y así sucesivamente.
Esta característica se llama ”número de movimiento” (turnover number).
El comienzo de la reacción está gobernado por una propiedad conocida como
“principio de llave y cierre” que significa que cada enzima particular tiene una
posición reactiva de tres dimensiones (configuración) que se complementará sólo con
un sujeto en particular, si no es ese sujeto, nada ocurrirá. Es decir que la llave de la
enzima, debe ajustarse en una sujeto cerradura para reaccionar. Por lo tanto, cada
enzima específica tiene su reacción sólo con un sujeto especial.
No solamente disminuirán el peso molecular del polímero y lo convertirán en azúcares,
sino que seleccionarán cuál es la ligadura que primero deberá romper degradando
efectivamente el polímero.
FLUIDOS DE FRACTURA
i) CATALIZADORES DE RUPTORES:
RUPTORES son ayudantes de la actividad del ruptor de
tipo oxidativo para temperaturas menores a 50°C, es decir que catalizan y
“activan” o aceleran la acción del ruptor para degradar el polímero.
Se pueden usar tanto para bajo como para alto pH, son sumamente efectivos cuando
se desean tiempos de ruptura cortos.
j) REDUCTORES DE FILTRADO:
FILTRADO Normalmente el gel croslinqueado forma un
revoque en las caras de la fractura, que evita el filtrado dentro de la formación.
Para obtener un control adicional es que usamos algunas partículas insolubles, y
degradables de tipo almidones, resinas, etc. Se trata de productos prácticamente
inertes y poco solubles que actúan por obturamiento físico. No deben reaccionar o
alterar el fluido de fractura, ni causar daño a la formación.
k) CROSLINQUERS: El efecto que ellos producen es el entrecruzamiento de las
largas cadenas de polímeros (guares o derivados) usados para gelificar el agua.
Esto se visualiza fácilmente por el aumento de la viscosidad del gel.
La selección de un agente reticulador y la cantidad a usar depende del tipo de
polímero usado, de la temperatura de trabajo, del pH del sistema, etc.
FLUIDOS DE FRACTURA
Podemos diferenciar los croslinquers de uso común:
„
„
Boratos
Metales de Transición
Boratos
En general los fluidos con boratos han sido gelificados con Goma Guar o HPG. Los
boratos convencionales se croslinquean siempre en un rango de pH que va desde 8.5
a 13.
La mayor parte de los fluidos boratados usados en el pasado eran complejos de iones
monoboratos, un conjugado del ácido bórico.
Esos fluidos requerían extremadamente altos valores de pH (12-13) con el objeto de
mantener estabilidad reológica como para soportar altas temperaturas.
La química especial de los fluidos organoboratos, permite que la química de los
boratos use rangos relativamente bajos de pH (9.5 - lO.5). Esto es posible porque los
croslinquers organoboratos imita la estructura física de croslinqueo de los
croslinquers metálicos de transición.
FLUIDOS DE FRACTURA
Metales de Transición
Los fluidos que incorporan como croslinquers metales de transición del tipo
organotitanato y organozirconato, pueden usar como agentes gelificantes Guar, HPG
o CMHPG.
Anteriormente al desarrollo de los fluidos organoboratos de alto pH, se preferían los
organometálicos para tratamientos de altos valores de temperatura. Estos fluidos
normalmente se croslinquean a bajo pH (4-6) y son, por lo tanto más compatibles
con el dióxido de carbono que aumenta la flexibilidad de la aplicación.
El pH de estos fluidos se controla con el uso de sales y agentes de control de pH, al
igual que los boratados.
Niveles de bajos pH obviamente reaccionarán de distinta manera (entre el filtrado del
fluido de fractura) con los minerales de la formación de lo que lo harán los boratos.
Dado que la carga óptima de reticulador a usar se constata previamente en
laboratorio, no debe variarse, a menos que el laboratorio haya definido algún rango
de uso.
FLUIDOS DE FRACTURA
FLUIDOS VISCOELASTICOS
Un fluido viscoelástico posee porciones tanto elásticas como viscosas.
„La
porción elástica se comporta acorde a la Ley de Hooke (Modelo del resorte)
„La porción viscosa obedece la Ley de Newton (Efecto Amortiguador)
„Cuando a este tipo de fluidos se los somete a un esfuerzo y luego se remueve
la carga, la deformación sólo se resetea en la porción elástica del fluido; la parte
viscosa del fluido seguirá parcialmente deformada : por lo tanto la recuperación
no es completa.
Algunos materiales Viscoelásticos son : polímeros sintéticos, madera, tejido
humano, etc.
Descripción del Sistema
„Posee
como base del sistema un contenido polímerico 20 veces inferior al de un
gel convencional.
„El desarrollo de viscosidad está relacionado con el reticulado que se obtiene por
la atracción iónica de los surfactantes incorporados (salinidad del medio)
FLUIDOS DE FRACTURA
Básicamente el sistema es logrado por la creación de un pseudocrosslinkeo transitorio
combinando un componente de unión reversible (surfactante) con uniones
moleculares cortas (polímero sintético)
La naturaleza transitoria de esta unión provoca una reestructuración dinámica de la
cadena. Esto lleva a una alta elasticidad en las propiedades del fluido resultando en
un mejoramiento de las propiedades del transporte
Cuando se produce la química de la unión, se construye un fluido con un alto nivel de
estabilidad tridimensional. Esto le confiere su calidad única de fluido de fractura que
se comporta como un polímero pero debido a su naturaleza transitoria.
FLUIDOS DE FRACTURA
FLUIDOS DE FRACTURA
FLUIDOS DE FRACTURA
FLUIDOS DE FRACTURA
FLUIDOS DE FRACTURA
FLUIDOS BASE HIDROCARBURO
Usando petróleo : Ha sido el fluido más común y más fácil de obtener. Presentan el
inconveniente de producir una elevada perdida de carga al ser bombeados a altos
caudales, con un excesivo consumo de la potencia útil. Actualmente se sigue
utilizando por su disponibilidad y bajo costo, pero su uso se restringe a pozos poco
profundos y con bajos gradientes de fractura.
Con el uso de petróleos generalmente no se logran considerables anchos de fractura.
Otro inconveniente es la excesiva velocidad de decantación de los agentes de sostén,
sobre todo a altas temperaturas. Se necesitan aditivos tales como reductores de
fricción y de filtrado, etc.
Usando geles de alta viscosidad base algún hidrocarburo : se han desarrollo
fluidos de altas viscosidades similares a las obtenidas con agua.
Entre los que pueden gelificarse: Gasoil, Kerosén, Condensados , Crudos de 40° API o
mayores
FLUIDOS DE FRACTURA
REQUERIMIENTOS DE CALIDAD DEL HIDROCARBURO
1° - Gravedad API: debe ser similar al menos a la reportada en los ensayos de
laboratorio.
2° - Sulfuro de Hidrógeno: debe contener nada o poco.
3° - Sólidos: excesivos puede resultar en una reducción de la permeabilidad y/o
conductividad.
4° - Agua: valores excesivos ( >10%) resultan en un gel muy débil.
5° - pH: excesiva acidez puede resultar en un gel muy débil o ausencia total de
gelificación.
6° - Asfaltenos y Parafinas: valores excesivos resultan en un gel muy débil o ausencia
total de gelificación.
ADITIVOS
Gelificantes: Los geles obtenidos tienen características químicas diferentes de los base
agua. No son polímeros, por lo que no podemos decir que el gelificante se “hidrata”,
sino que se “asocian” al hidrocarburo. El producto resultante de esta “asociación” se
obtiene por una reacción entre el hidrocarburo y ésteres ortofosfatos o ácidos
orgánicos.
FLUIDOS DE FRACTURA
Ruptores: La base de los ruptores es:
Ácidos orgánicos : urea
Sales inorgánicas : suspensión de óxidos de magnesio en aceites
Reductores de filtrado: son productos constituidos esencialmente por derivados de
compuestos benceno-sulfatos. Pero éstos son eficaces en crudos, refinados y
emulsiones.
Sin embargo, si se los usa en geles reticulados de destilados o petróleos livianos,
rompen el gel. Para estos casos se utilizan aditivos neutros o débilmente alcalinos, del
tipo de los usados para geles base agua.
La razón de su uso es que ya que los gelificantes y croslinquers para base
hidrocarburo no forman revoque, necesitamos controlar el filtrado hacia la formación.
Croslinquers: Son básicamente cáusticos o sales de aluminio.
En general si se usa para “gelificar“ esteres ortofosfatos, se activan con sales de
aluminio; si se gelifican con ácidos grasos, se activan con cáusticos.
REOLOGIA DE FLUIDOS DE FRACTURA
Breves nociones de Reología de un fluido de fractura
Entendemos por Reología al estudio de la deformación y del flujo de fluidos.
Newton la describió por primera vez y la modeló basándose en dos planos paralelos y
un fluido moviéndose entre ellos en flujo laminar. Se aplica una fuerza F sobre un
área A. La diferencia en velocidad entre los dos planos se denomina Du y la distancia
entre planos es llamada Dr. En flujo laminar uno de los planos se moverá mas
rápidamente que la otra. Este movimiento causa un esfuerzo que se describe como
fuerza por unidad de área, o Esfuerzo de Corte (Shear Stress).
Para simplificar se asume que la placa inferior tiene una velocidad nula y no hay
escurrimiento. El fluido cercano a este plano tendrá una velocidad de Du. Por lo tanto
existe un gradiente de velocidad entre las dos placas que se puede describir
dividiendo la diferencia en velocidad por la distancia entre planos Dr. Esta relación se
llama Velocidad de Corte (Shear Rate = Du/Dr). Como la velocidad es ft/seg y la
distancia esta en ft, entonces las unidades de Shear Rate es seg-1.
La Velocidad Aparente se define como el Shear Stress dividido por el Shear Rate (o
esfuerzo de corte sobre velocidad de corte).
FLUIDOS DE FRACTURA
Uno de los logros de la reología es poder representar las propiedades de un
material responsable de ese fenómeno de flujo en una ecuación matemática. De
modo que los datos obtenidos en un sencillo ensayo de laboratorio pueden
generalizarse y usarse para predecir performance en procesos de complejas
geometrías. Los datos obtenidos permiten caracterizar fluidos.
µ =
τ
V
µ : Viscosidad Aparente, cps ;
τ : Shear Stress, Esfuerzo de Corte, lb/ft2
V : Shear Rate, Velocidad de Corte, seg-1
FLUIDOS DE FRACTURA
En la Industria Petrolera la viscosidad y la reología de los fluidos se utilizan para
describir las propiedades de los fluidos de modo que se pueda predecir su
comportamiento dentro de las cañerías.
Para la medición de las propiedades o reología de los fluidos, la viscosidad debe ser
medida bajo diferentes condiciones de corte. La viscosidad de un fluido tiene
relevancia sobre los cálculos del filtrado de fluido, ancho de fractura, área de fractura
y presiones de fricción. Es por eso que resulta de tanta importancia el comprender la
gran cantidad de parámetros envueltos en el calculo de la viscosidad y también
entender como varia la viscosidad si parámetros tales como SS o SR son alterados.
Los FN son aquellos donde existe una proporcionalidad lineal entre el esfuerzo de
corte y la velocidad de corte. La viscosidad de los fluidos newtonianos y
consecuentemente su capacidad de transporte del agente de sostén, es altamente
afectada por la temperatura. Sin embargo el tiempo y los elevados esfuerzos de corte
no alteran tales propiedades.
Un fluido no-newtoniano se define como aquel donde el esfuerzo de corte no se
incrementa proporcionalmente con cambios en la velocidad de corte. Esto significa
que un solo valor de viscosidad no puede ser usado para definir el tipo de fluido. Los
valores de viscosidad a una determinada velocidad de corte se deberán calcular
usando el esfuerzo de corte generado por esa velocidad aplicada.
FLUIDOS DE FRACTURA
Los fluidos gelificados, los reticulados (croslinqueados), las emulsiones y las espumas
son fluidos no-newtonianos.
Existen diferentes tipos según su comportamiento; así podemos distinguir fluidos cuyo
comportamiento se encuadra dentro de los plásticos de Bingham. Ejemplos de estos
fluidos son las finas suspensiones de sólidos y algunas emulsiones.
A diferencia de los newtonianos, los no-newtonianos no se deforman o fluyen
continuamente hasta no superar el esfuerzo de corte inicial, conocido como Punto de
Fluencia. A partir de ese valor mínimo, incrementos adicionales de velocidades de
corte producen incrementos de esfuerzos de corte. La pendiente de la recta obtenida
corresponde a la Viscosidad Plástica del fluido.
La viscosidad aparente de los seudoplásticos decrece mientras que aumenta la
velocidad de corte. Con los dilatantes sucede lo contrario.
Acorde a esto se ha debido determinar un método que permita identificar la relación
esfuerzo de corte vs velocidad de corte para un fluido no-newtoniano determinado.
Esta relación esta dada por el Método de la Ley de Potencias (Power Law), cuyos
parámetros de definición son n´y K´.
FLUIDOS DE FRACTURA
n´: se define como el índice de comportamiento de flujo (adimensional) y
corresponde matemáticamente a la pendiente de la gráfica esfuerzo de corte –
velocidad de corte
K´: se define como el índice de consistencia (lbf.segn’/ft2) y matemáticamente
es el esfuerzo de corte obtenido cuando la velocidad de corte es 1 seg-1
Por lo tanto, n´y K´ simplemente identifican la ecuación de una recta que representa
la relación entre el Esfuerzo de Corte vs. La Velocidad de Corte. Los valores de n´y K´
se pueden obtener gráficamente de la curva EC vs. VC o pueden ser calculas a partir
de las lecturas en un Fann 50C.
A medida que n’ tiende a 1, mas se asemeja al comportamiento de los newtonianos.
Por otra parte, a medida que K’ crece, el fluido es mas consistente y mas viscoso.
Ejemplos típicos de estos son la mayoría de los geles usados en fractura hidráulica.
FLUIDOS DE FRACTURA
Uso de Fann 50C
Es un viscosímetro rotacional coaxial para testear fluidos hasta 400° F.
Básicamente trabaja de igual modo que el Fann 35. El fluido esta contenido en el
espacio anular entre dos cilindros, donde el exterior es una celda que gira a la
velocidad rotacional elegida. El diseño del Rotor y el Bob están conectados a un
transductor / resorte de torsión que envía una señal a la computadora. Es decir que el
torque generado en la rotación de la celda (cilindro exterior) es impartido al cilindro
interior (bob) mediante el movimiento del fluido en el anular.
Este equipo nos permite determinar la viscosidad de fluidos croslinqueados o
altamente viscosos. Sirve tanto para éstos como para geles lineales. Estudio
esencialmente fluidos No Newtonianos (Fluidos de perforación, de fractura, etc.)
> velocidades de corte < esfuerzos de corte < viscosidad
FLUIDOS DE FRACTURA
Coeficientes de Pérdida de Filtrado de fluidos
En un tratamiento de fractura sólo tiene valor el volumen de fluido que permanece
dentro de las paredes de la fractura. El fluido que filtra dentro de la formación está
perdido y por lo tanto no podemos contar con él para transportar agente de sostén o
aumentar o extender la fractura. Si este es el caso, la habilidad relativa de un
tratamiento de fractura particular para minimizar el leak-off del fluido será el principal
criterio para la selección del sistema de fractura optimo a ser usado.
La velocidad a la que un fluido de fractura en particular filtra hacia la fractura creada
se define usando una combinación de tres ecuaciones que identifican los coeficientes
de pérdida de fluido. Cada coeficiente es un mecanismo mediante el cual se produce
el filtrado. De este modo cada mecanismo afectara el coeficiente “C” de pérdida de
filtrado total del fluido de fractura. Los mecanismos son :
‰Viscosidad del fluido de fractura y permeabilidad de la formación
‰Viscosidad de fluidos del reservorio y compresibilidad
‰Revoque formado o tendencia a la formación de revoque del sistema de fractura
FLUIDOS DE FRACTURA
Los dos primeros involucran coeficientes que deben ser calculados utilizando datos del
reservorio y reología del fluido. El primero de ellos también se podrá determinar en el
laboratorio.
El tercer mecanismo está basado en una ecuación cuyas variables deben ser
determinadas experimentalmente. Estará representado también por los aditivos que
se incorporan para disminuir la perdida por filtrado, experimentalmente determinado.
El efecto relativo que cada mecanismo tiene sobre el filtrado para un particular fluido
de fractura esta indicado por el tamaño del coeficiente. Grandes valores de estos
coeficientes indican altas velocidades de filtrado y por lo tanto muy poco control de
filtrado.
A pesar de que cada tipo de filtrado se calcula independientemente, los tres
mecanismos conjuntamente son responsables por la perdida por filtrado durante todo
el tratamiento. Veremos como combinar estos tres mecanismos en una sola ecuación
que nos da un coeficiente llamado Ct. Usando este coeficiente se podrá evaluar
durante todo el tratamiento como disminuir el filtrado. Esto será necesario para poder
determinar el volumen de fractura creado.
FLUIDOS DE FRACTURA
El primer coeficiente llamado CI o CV explica el control de pérdida por filtrado debido
a la viscosidad del fluido de fractura, se usa para definir la velocidad de filtrado que
depende de las propiedades de las rocas del reservorio y de la viscosidad del fluido.
Se reporta en ft / min y se calcula :
FLUIDOS DE FRACTURA
Esta ecuación indica que la velocidad de pérdida por filtrado varía directamente con
cambios en la permeabilidad de la formación, en la porosidad y el diferencial de
presión. Significa que incrementando los valores de cualquiera de estas variables
se incrementara el coeficiente calculado. Esto puede interpretarse como que el
fluido de fractura se ha hecho ineficiente y que la perdida por filtrado ha
aumentado. Incrementando la viscosidad del fluido de fractura decrecerá el valor
de CI .
FLUIDOS DE FRACTURA
El segundo coeficiente llamado CII o CC explica el control de pérdida por filtrado
debido a que el fluido de fractura tiene que desplazar el fluido existente en el
reservorio.
FLUIDOS DE FRACTURA
Debe recordarse que las variables dentro del calculo del coeficiente son propiedades
del reservorio y no del fluido de fractura. Por lo tanto este coeficiente cambiara de
pozo a pozo de forma independiente del tipo de fluido a inyectarse.
Los ensayos de Perdida por Filtrado que se realizan en laboratorio están normalizados
por el API en su Practica Recomendada API RP 39: Procedimientos Estándar para la
Evaluación de Fluidos de Fractura Hidráulica”. En resumen indica tomar volúmenes de
filtrado a distintos tiempos.
Si el gráfico de volumen vs tiempo es una línea recta, el fluido seguramente es un
fluido newtoniano, libre de sólidos y algunos geles “limpios”. En este caso se podrá
obtener la viscosidad del filtrado para el primer coeficiente.
Si no es una línea recta, Se deberá graficar volúmenes en mililitros (ordenadas) vs.
(tiempo)1/2 (en abscisas), dando mayor importancia a los puntos de 9, 16 y 25
minutos. De esta recta trazar la ordenada al origen y determinar la pendiente, m.
El tercer coeficiente, CIII o CW , representa el control de la pérdida de filtrado
cuando el sistema de fractura usado forma revoque (sólido o gel) en las caras de la
fractura. Este revoque en efecto bloquea algunos de los canales porales que
normalmente están libres para un leak-off. Se calcula usando la ecuación :
FLUIDOS DE FRACTURA
FLUIDOS DE FRACTURA
El efecto total de los tres mecanismos de pérdida por filtrado se puede obtener
combinando de forma similar las resistencias en un circuito eléctrico.
1
CT
=
1 + 1 +
CI
CII
1
CIII
1/CT = 1/0.00938 + 1/ 0.1058 + 1/0.00676 = 168.043 ⇒
CT = 1/168.043 = 0.00595
Como se ve, el valor del coeficiente total se asemeja bastante a CIII . Esto explica en
cierta forma como se puede determinar el coeficiente más dominante. In cada caso,
pequeños valores de los coeficientes denotan alta resistencia del fluido a perder
filtrado. Si todos los coeficientes de perdida por filtrado tuvieran la misma magnitud,
entonces podemos afirmar que los tres cooperan en igual medida al valor total, en
este caso la perdida total se podrá mejorar alterando el sistema de fractura. Esto
podría lograrse, por ejemplo, adicionando algún aditivo para perdida por filtrado que
reduciría el valor de CIII .
Sin embargo en los ejemplos anteriores se vio que el tercer coeficiente es bastante
menor que los otros dos, esto es una indicación directa que el coeficiente que
dominara la ecuación general es CIII . No importará cuanto se alteren los otros
coeficientes, estos cambios afectarán poco o nada al coeficiente total.