Agentes Apuntalantes - Aspectos a considerar en el diseño de fracturamiento hidráulico

Cuando se hace una fractura en una arenisca (y también en algunos carbonatos) es necesario utilizar un componente que impida que la fractura se cierre completamente una vez terminado el bombeo, y que garantice una conductividad al canal recién creado. Este material es lo que llamamos "agente de sostén", "agente apuntalante" o proppant. Este material debe tener ciertas propiedades físicas y mecánicas, principalmente una alta resistencia a los esfuerzos. También debe resistir a la corrosión, porque en ciertos ambientes hay H2S o CO2 en el fluido de producción, o a futuro se puede prever tratamientos ácidos. El agente de sostén debe tener una gravedad específica lo más baja posible para evitar su segregación y decantación del fluido de transporte en el fondo de la fractura. Como son materiales que se utilizan en gran volumen es muy importante que el costo sea lo más bajo posible.

Conductividad.

El empaque del agente de sostén es el elemento a través del cual va a transitar el fluido producido desde la formación a través de la fractura. Por lo tanto el parámetro más importante será la conductividad en condiciones de fondo de pozo. Recordemos que la conductividad de la fractura es el ancho por la permeabilidad del agente de sostén en condición de fondo y por la altura (kf.w.h). El ancho de la fractura es directamente proporcional a la concentración de agente de sostén dentro de la fractura (no confundir concentración en la fractura [lb/pie2] con la concentración en el fluido de fractura [PPA o PPG]). Esta concentración, cantidad de agente de sostén por unidad de área, se expresa en libra por pie2 (lb/pie2), y por lo tanto este término es dependiente de la gravedad especifica del material utilizado. O sea, a misma concentración (lb/pie2) el ancho será diferente según el material utilizado. Cuando la industria empezó a fracturar el único agente de sostén disponible era el arena. Entonces se utilizó este término sin posibilidad de confusión, y seguimos utilizándolo hoy. Ahora sería más conveniente hablar de ancho de fractura y no de concentración en lb/pie2 ya que por una misma concentración el ancho dependerá de la gravedad especifica del material. La permeabilidad final de la fractura es función del tipo de agente de sostén, de la concentración alcanzada dentro de la fractura (lb/pie2), de la temperatura del reservorio, de la presión de cierre, de la dureza de la formación (E), de la cantidad de finos, de la calidad del gel utilizado (cantidad de residuo dejado en la fractura), etc. La conductividad necesaria dependerá del fluido a producir, de la permeabilidad de la formación:

• En pozos de gas de baja permeabilidad => conductividad baja
• En pozos de petróleo de alta permeabilidad => conductividad alta

Confinamiento.

Una vez cerrada la fractura el agente de sostén esta sometido (confinado) a una presión ejercida por la formación. En realidad la presión de confinamiento no es toda la presión ejercida por la formación sino la presión de formación menos la presión poral. Entonces la presión de confinamiento se defina como el esfuerzo mínimo, determinado en la presión de cierre, menos la presión poral.

Pconfinamiento = Pcierre - Pporal

Pconfinamiento = (FG x profundidad) - Pporal

Debido a la producción la presión poral disminuye en el tiempo, y con más intensidad en la vecindad del pozo. En consecuencia la presión de confinamiento incrementa en el tiempo y es máxima cerca del pozo, donde también es necesario la mayor conductividad. En caso de pozos producidos por algunos sistemas de bombeo artificial (AIB, PCP, ESP) la presión en el fondo (BHPP) puede ser considerada cero, y entonces:

Pconfinamiento = (FG x profundidad)

Confinamiento - Efecto de la presión.

Figura 1. Comparación de agentes de
sostén sometidos a diferentes esfuerzos

En la Figura 1 vemos una arena utilizada como agente de sostén. Se utiliza normalmente para una presión de confinamiento inferior a los 4000 o 5000 psi. Podemos observar la forma de los granos y que todos son prácticamente del mismo tamaño. En la foto de derecha vemos esta misma arena después de ser sometida a una presión de 10.000 psi, o sea una presión muy superior a la presión recomendada. Podemos constatar cómo parte de los granos se han roto y han formado una cantidad de partículas muy finitas. Si estos finos se quedan dentro del empaque taparan los poros e impedirán el flujo desde la formación. Por lo tanto podemos concluir en la importancia de conocer la presión de confinamiento máxima durante la vida del pozo a la cual será sometida el agente de sostén para poder definir cual usar. Pero en pozos de gas de baja permeabilidad, una fractura empaquetada con esta misma arena parcialmente rota puede tener una conductividad suficiente para producir sin necesidades de utilizar un agente de sostén más caro.

Calidad de las arenas de fractura - Normas API.

Figura 2. Calidad de las arenas

Existen diferentes normas API para los diferentes tipos de agente de sostén, la norma API-RP56 siendo específica para las arenas. Estas normas dan las diferentes especificaciones sobre resistencia a la compresión, resistencia a la corrosión (solubilidad), tamaño y formas de los granos. En la Figura 2 reproducido de la norma vemos la exigencia en cuanto en la forma de los granos de las arenas de fractura. Como la arena es un agente natural que se encuentra en canteras, no todos los granos de la arena son bien redondos, al contrario. Por lo tanto el primer control de calidad será verificar su redondez. Se debe exigir que la forma de los granos de arena, estadísticamente hablando, coincide con los cuatro cuadrados de arriba a la derecha. Si la arena tiene una forma según las líneas inferiores y/o izquierda del cuadro tendremos una arena de mala calidad. A empaquetarse la fractura los granos se acomodaran de tal manera que los poros del empaque tendran una baja permeabilidad. Es este tipo de arena que debemos evitar de comprar.

La forma de los granos se clasifican en:

Esfericidad: representa el grado de comparación entre la forma de los granos de arena y una esfera.

Redondez: mide si las diferentes facetas de los granos se juntan de manera redondeada o no.

Efecto de la concentración.

En la Figura 3 se observa el efecto de la concentración de agente de sostén dentro de la fractura. Este gráfico es sacado de una base de datos de Stimlab. La comparación esta hecha con arena marca Badger de granulometría 12/20. El ensayo se hace tomando dos placas de roca con el agente de sostén en el medio. Estos ensayos permiten tomar en consideración el efecto de empotramiento. Las diferentes concentraciones corresponden a diferentes anchos de fractura. Se hace fluir líquido midiendo diferencia de presión entre entrada y salida. Vemos que, cualquier sea la concentración, cuando la presión de confinamiento pasa los 3000 psi la arena pierde mucho de su conductividad, debido a la rotura de los granos. Además podemos observar la importancia de obtener altas concentraciones de arena para lograr una adecuada conductividad, ya que a baja concentración (0.5 lb/pie2) la conductividad es muy pobre, misma a muy baja presión de confinamiento. Se puede hacer este mismo gráfico con cualquier otro tipo agente de sostén de diferentes granulometrías. Las curvas tendrían comportamientos similares, pero con valores diferentes. Según el proveedor este tipo de ensayo es graficado con conductividad (mD-pie) o permeabilidad (mD) versus presión de confinamiento. En la realidad la permeabilidad final del agente de sostén será todavía menor debido al daño residual que deja el gel dentro de la fractura. Este daño es dependiente de la calidad del gelificante, la cantidad y calidad de ruptor utilizados. Además debido a condiciones como rotura de los granos, disolución, migración de finos, la conductividad cambia también en función del tiempo. Pruebas de flujo/no flujo, para simular periodos de pozo cerrado, mostraron reducciones severas de conductividad.

Figura 3. Efecto de la concentración

Empotramiento .

Si utilizamos bajas concentraciones de agente de sostén tenemos que pensar que parte de la roca se va incrustar dentro del agente de sostén - al menos dentro de la primera capa de agente de sostén en ambas caras de la fractura-. El fenómeno es mayor en formaciones blandas. En la Figura 4 vemos cómo los granos de la formación que son mucho más finos que los granos del agente de sostén penetran adentro. Esto es lo que llamamos empotramiento (o "embedment" en inglés). El ancho perdido por este efecto se puede calcular en función de las propiedades mecánicas de la roca, más blanda es la formación mayor será el empotramiento. También a mayor presión de confinamiento mayor empotramiento. El valor de empotramiento es calculado por los diferentes simuladores, que lo toman en consideración para calcular la conductividad final del empaque. 

Figura 4. Efecto del Empotramiento

Podemos calcularlo:

Concentración de agente de sostén en lb/pie2

Cp = 5.2 γ (1 - φp)w


Donde:

γ : gravedad especifica del agente de sostén

φp : porosidad del empaque (fracción)

w : ancho empaquetado

Ancho perdido por empotramiento para esfuerzo > 2000 psi

We = Dp (0.8128 - 0.4191 ln[E])


Donde:

Dp : diámetro promedio del agente de sostén (pul)

We max >> 1.5Dp

E : modulo de Young (en psi * E6)

Para presión de cierre < 2000 psi, empotramiento >> 0.5 We

Spalling.

En formaciones no consolidadas, además del empotramiento, actúa otro efecto, el de "spalling" (movimiento y penetración de granos de formación dentro del empaque). Cuando se empieza a producir el pozo, algunos de los granos de la formación que han sido desconsolidados empiezan a moverse y van a penetrar dentro del empaque, tapándolo parcialmente. Este efecto se adiciona al efecto de empotramiento, pero tienen causas diferentes. Se puede calcular el spalling en función del tamaño de los granos de la formación y de los granos del agente de sostén. No es considerado en los simuladores. El spalling fue observado en laboratorio sobre muestras de formaciones no consolidadas, pero no fue observado sobre muestras de formaciones consolidadas.

No hay término español comunalmente utilizado para traducir spalling.

Granulometría (mesh size).

Figura 5. Distribución de los granos

Cuando especificamos un agente de sostén especificamos también su granulometría o sea si se trata de un 12/20, 20/40, 30/70. Una granulometría 12/20 significa que el agente de sostén pasa a través de un tamiz de 12 hilos por pulgada y es retenido sobre un tamiz de 20 hilos por pulgada. ¿Por qué es importante tener un agente de sostén que tiene una granulometría tan específica?. En los gráficos de la izquierda podemos observar que los poros entre los granos son grandes, y por lo tanto el fluido va a poder pasar fácilmente. En la Figura 5, los granos chicos se meten en el medio de los poros de los granos grandes tapándolos parcialmente y no permiten que el fluido pase fácilmente a través del empaque. Por eso no se debe mezclar agentes de sostén de granulometrías diferentes, ni bombearlos uno tras el otro porque en la zona de la fractura donde las dos granulometrías se mezclarán habría una zona de baja permeabilidad (conductividad)

En la Figura 6 vemos el efecto de la granulometría sobre la conductividad de la fractura. Nuevamente son datos que vienen de la base de datos de Stimlab. Es una arena marca Badger, a una temperatura de 150°F y con una concentración constante de 1.5 lb/pie². El ensayo fue realizado con diferentes granulometrías: 12/20, 16/30, 20/40 y una granulometría muy fina, 40/70, utilizada en pozos de gas. Esta presión de confinamiento deberá ser tomada en cuenta para la elección del tipo de agente de sostén. La primera observación es la caída rápida de la conductividad de la arena 12/20 bajo el efecto del incremento de la presión. Cuanto más gruesa es la arena de fractura más frágil es. En consecuencia a mayor profundidad se deberá utilizar un agente de sostén de menor tamaño de malla. Observamos también que a presión superior a 4500 psi, por efecto de la rotura de los granos, sea cual sea la granulometría de la arena las conductividades terminan teniendo valores similares. En pozos someros donde la presión de confinamiento es baja se recomiende utilizar la mayor granulometría posible para tener una buena conductividad.

Figura 6. Efecto de la granulometría sobre la conductividad

Selección del agente de sostén.

El primero de los agentes de sostén históricamente utilizado, también él más barato, es la arena, pero no cualquier arena. Las mejores marcas son Unimin, Badger, ambas arenas blancas. Son arenas con altos porcentajes de cuarzo que tienen poco material extraño como feldespatos, y son bien redondeadas. También existen arenas de menor calidad como la Texas o la Norton. Por el momento no hay proveedores de arenas de calidad en América Latina. Otro tipo de agente de sostén que se suele utilizar es la arena resinada curable o precurada.

La arena resinada tiene más resistencia que la arena común debido a la película de resina que se encuentra alrededor de los granos, lo que le otorga una mayor resistencia. Ese tipo de agente de sostén se utiliza principalmente para reservorios donde es necesario hacer control de arena. Dado que los granos están pegados uno a otro se evita su producción post-fractura. Después existen materiales artificiales que tienen mayores resistencias a la presión de confinamiento. Si la arena tiene una resistencia de hasta 4000 a 5000 psi, una cerámica tiene una resistencia de 5000 a 10.000 psi. La ventaja de los materiales artificiales es que son esferas prácticamente perfectas y por lo tanto tienen una conductividad mucho mejor que la arena. El inconveniente es que son mucho más caros. La cerámica procede generalmente de USA y la marca principal es Carbo Ceramic que fabrica entre otros los agentes de sostén CarboLITETM, CarboPROPTM. Las cerámicas son clasificadas como agentes de sostén de resistencia intermedia (ISP: Intermedia Strength Proppant). Para pozos muy profundos, que deberán soportar altas presiones de cierre se utiliza bauxita, que se clasifica como agente de sostén de alta resistencia (ISP: High Strength Proppant). Hay varios proveedores de bauxita en el mundo entonces según la locación la bauxita puede ser más económica que la cerámica.

La elección del agente de sostén dependerá de varios factores:

La cantidad de agente sostén dependerá del volumen de fractura que necesitamos lograr.

La granulometría será función de la presión de confinamiento a la cual será sometido el agente de sostén, de la profundidad, del tipo de fluido a producir. Por ejemplo, para petróleo a 3000 pies utilizaremos una arena 12/20, a 4000 pies una arena de 16/30 o 20/40. Si estamos fracturando un pozo de gas necesitamos conductividades menores que para petróleo. A misma presión de confinamiento en un pozo de gas se puede utilizar una arena 40/70 cuando en un pozo de petróleo se utilizaría una cerámica 20/40. El tipo de agente de sostén dependerá principalmente de la presión de confinamiento, y del costo.

En la Figura 7, se comparan tres tipos de agente de sostén de granulometría 20/40 a una concentración de 1.5 lb/pie2 (Base de datos de Stimlab):

•  Arena blanca, marca Badger (material natural)
• Carbolite: cerámica, material artificial de resistencia intermedia con una muy buena redondez y esfericidad.
• Bauxita: material artificial de alta resistencia con una muy buena redondez y esfericidad.

Aquí es importante tener claro que como los agentes de sostén tienen diferentes gravedades especificas por una misma concentración de 1.5 lb/pie2 el ancho será diferente. La arena es más liviana por lo tanto generará un ancho mayor que una bauxita. Uno podría esperar que a bajas presiones de confinamiento la bauxita tenga menor conductividad que la arena por que a misma concentración tiene un ancho menor, pero como la bauxita es bien esférica (al igual que la cerámica) la conductividad es mayor. Se observa también el efecto de la presión de confinamiento y la resistencia de cada uno de los agentes de sostén.

Figura 7. Comparación de tres tipos de apuntalantes a una
concentración de 1,5 lb/pie2

Arena resinada.

Figura 8. Comparación de una arena no resinada y resinada

Hemos visto que en ciertos casos se utiliza agente de sostén resinado. Si es una arena resinada curable significa que la resina todavía no terminó su proceso de endurecimiento cuando la bombeamos al pozo. Bajo el efecto de la temperatura, la presión y de un activador la resina reacciona y los granos de arena se terminen de pegar entre si en el fondo. Cuando trabajamos con arena pre-curada la resina ya terminó su proceso de endurecimiento antes de bombearla en el pozo. Los granos no se pegarán entre sí en la fractura. El grano de agente de sostén es recubierto de una capa de resina. Esta película tiene algo de flexibilidad. Entonces mismo si los granos no quedan pegados esta misma película de resina hace que la superficie de contacto entre los granos sea más grande y no solamente un punto. En consecuencia la resistencia al arrastre y la resistencia a la compresión son mayores. En la Figura 8 se compara la arena resinada y la arena no resinada.

Bridging - Puenteo en la fractura.

Durante el bombeo el objetivo es que el agente de sostén se dirija hasta el fondo de la fractura. Hay que pensar en los granos de arena como dos personas que quieren pasar por una puerta al mismo tiempo, si las personas son gordas no van a entrar o de lo contrario necesitamos una puerta más ancha. En la fractura sucede lo mismo. Para que los granos del agente de sostén puedan penetrar dentro de la fractura, el ancho de la fractura debe ser por lo menos dos veces y medio el diámetro de los granos. O sea, por una arena 12/20 el ancho deberá ser dos veces y medio el diámetro de un grano malla 12. En caso contrario, se forman puentes en la fractura que impiden el flujo de la mezcla gel-agente de sostén. Si en la fase de diseño vemos que no se puede conseguir el ancho suficiente deberemos buscar otra granulometría. En los tratamientos tipo "Tip Screen Out" estamos buscando la formación de estos puentes, pero en un lugar bien especificado dentro de la fractura.

De la misma manera que los granos tienen dificultades para entrar en el interior de la fractura, pueden tener dificultades a pasar por los punzados. Gruesbeck y Collins determinaron en 1978 una relación entre el diámetro mínimo del punzado y el diámetro promedio del agente de sostén. Este trabajo experimental realizado concluyó que para que pueda entrar cualquier concentración de agente de sostén el diámetro del punzado debía ser por lo menos 6 veces el diámetro del grano mayor del agente de sostén. Para más seguridad algunos autores consideran 6 veces el diámetro máximo del agente de sostén y otros consideran 8 veces el diámetro promedio. En la Figura 9 se puede observar el efecto Bridging. 

Figura 9. Efecto Bridging

Material tomado de: Capítulo 6. Curso de Fracturamiento Hidráulico Repsol.

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Análisis Probabilístico de Productividad

Cuando no se cuenta con un modelo de simulación numérica para representar el comportamiento de producción inicial en las propuestas de perforación de pozos, el ingeniero de yacimiento se apoya a través del análisis nodal® para realizar estudios de productividad. Estos consisten básicamente en la evaluación del sistema yacimiento-pozo, realizando un ajuste de parámetros de caudales de producción y condición energética del sistema. Esto es, en pocas palabras, cotejar la condición de influjo o aporte que puede dar el yacimiento (inflow) y la curva de levantamiento de fluidos (VLP) apropiada para el sistema. Con los paquetes de programas que se encuentran en el mercado, solamente permiten establecer un resultado determinístico y, seguramente unas pocas sensibilidades para jugar con el parámetro de mayor incertidumbre asociado al análisis. Es por ello que, realizar un estimado de productividad bajo este esquema de evaluación, donde muchos yacimientos pueden presentar variabilidad areal y vertical de sus parámetros (heterogeneidad geológica, tipos de fluidos y energía) puede resultar poco precisos.

Para fortalecer este tipo de análisis, el ingeniero debe auxiliarse a través de métodos probabilísticos, ya que permiten evaluar un amplio rango de datos y obtener varios escenarios (pesimista, más probable y optimista) al momento de proponer un nuevo pozo. En los siguientes párrafos, se explicará una metodología sencilla para realizar un análisis probabilístico de productividad.

Es importante tener claro una serie de conceptos de estadística básica y de probabilidades, por lo que se recomienda descargar el siguiente manual haciendo clic aquí. Para empezar, en los modelos de análisis probabilísticos de productividad se deben tomar como parámetros probabilísticos aquellos que presentan mayor incertidumbre, ya que sensibilizar una gran cantidad de parámetros puede ocasionar que la corrida del software sea mucho más lenta (tomar en cuenta que una corrida de 6 parámetros a sensibilizar y 10.000 iteraciones puede tardar aproximadamente 3 horas en una computadora con procesador de doble núcleo). Es importante identificar que cada parámetro o variable esté caracterizada con la curva de distribución probabilística correcta. A continuación se hace mención algunas de ellas:

Tabla No. 1: Tipos de Curvas de Distribución Probabilística.

Tipo de Probabilidad	Distribución de Frecuencia	Evidencia de Muestra	Parámetros y/o variables	Fuente
Objetiva		Abundante	Permeabilidad (K) Porosidad (PHI) Saturación (Swi) Presiones Espesores Factor Skin	Datos de Muestra
Subjetiva		Escasa	Presiones Factores Volumétricos (Bo, Bg, Ug) Cualquier otro dato que no se tenga disponible	Opinión del Experto

Nota: Existen varios tipos de curvas de distribución probabilística. Las identificadas en la tabla anterior son las comúnmente usadas en la industria petrolera. 

Es importante resaltar que los software de análisis de probabilidades permiten realizar un test de bondad de ajuste, cotejando automáticamente la muestra de datos a un rankeo de curvas de distribución probabilísticas. Luego de esto, los datos se encuentran ajustados a una curva de distribución específica, luego es leída por el software, la cual realizará combinaciones aleatorias entre las variables probabilísticas durante la corrida.

Ejemplo de corrida de Análisis Probabilístico de Productividad.

Como caso de estudio, se presentará un ejemplo de un pozo de gas condensado. La principal premisa del modelo es que el yacimiento presenta una complejidad en la columna de fluidos (variación composicional con profundidad) y la característica de la formación productora es que es muy compactada. En un post anterior, se trató la complejidad que tienen este tipo de pozos al momento de completarlos. Para la construcción de este modelo se utilizaron los siguientes programas:

Prosper v10.4 (Petroleum Experts) como motor de cálculo de productividad.

Crystal Ball 2000 (Decisioneering Inc., ahora Oracle)

Macro en Visual Basic (Microsoft Corp.)

Fuente de los datos:

Permeabilidad (K): proveniente de análisis básicos de roca provenientes de todos los pozos del campo y pozos de campos vecinos que presentan las mismas características de depositación y profundidad. Los datos fueron ajustados con una curva de distribución log-normal.

Espesores: determinados a través de los espesores de arena neta petrolífera obtenida a través de evaluación petrofísica de los pozos vecinos. Se tomó en consideración la degradación de las propiedades con respecto a la depositación de las capas (sedimentología). Los datos fueron ajustados con una curva de distribución normal.

Presión de Yacimiento: criterio de experto. Debido a que el pozo se encuentra en una zona de reservas probables, no se tienen datos precisos de presión en esta zona. El criterio fue ajustado a una curva de distribución tipo triangular.

Presión de Cabezal: proveniente de todas las presiones de cabezal registradas durante las pruebas de producción de superficie de los pozos del campo. Los datos fueron ajustados con una curva de distribución normal.

Factor Skin: con esta variable se puede simular el comportamiento de caída de presión adicional debido al daño causado durante las operaciones de perforación y completación del pozo. Los datos fueron ajustados a una curva de distribución probabilística.

Relación Gas-Petróleo: esta es la variable que presenta mayor impacto en el análisis, ya que el caudal inicial del pozo va a ser directamente proporcional a la relación gas-petróleo del fluido, por lo que la profundidad a la que vaya a ser completado el pozo es determinante. Los datos utilizados fueron obtenidos a través de las pruebas de producción de superficie de un pozo tipo. Los datos fueron ajustados en una curva de distribución normal.

Número de Iteraciones en la corrida: 10.000

Adicional a los datos mencionados anteriormente, se debe elaborar el análisis de productividad determinístico en el software, por lo que se necesita cargar los datos de PVT del fluido, condición mecánica del pozo, definir el modelo matemático de curva de afluencia y la curva de levantamiento de fluidos. Para el ejemplo, se uso la ecuación de Jones Blount y Glaze para la curva de afluencia, que toma en consideración los fenómenos que afecta el aporte de fluidos en pozos completados en yacimientos de gas condensado; la curva de levantamiento de fluidos seleccionada fue la PETEX 2, desarrollada por la compañía Petroleum Experts.

Luego de realizar la corrida, los datos de salida obtenidos son esencialmente también curvas de distribución probabilísticas, para el caso ejemplo fueron el caudal de producción de líquido y gas. En la gráfica a continuación se puede observar el resultado obtenido:

Figura 1. Ajuste probabilístico de la variable de tasa de líquido.

En la gráfica anterior se puede observar la probabilidad obtenida por clases o grupos (un total de 100), la cual se obtuvo un valor medio de 2.560 BN/D de tasa de líquido. El ajuste de la curva de distribución fue de tipo logística, y es mucho más precisa a altos caudales de producción de líquido. A bajas tasas de producción, es apreciable que existe un menor ajuste, y es debido a que aproximadamente el 17% de los casos corresponden a una condición de no flujo, producto de la no existencia de corte entre las curvas de afluencia y la curva de levantamiento de fluidos. En el reporte se puede observar información detallada de la corrida, tal como los percentiles de probabilidad para evaluar el escenario pesimista, más probable y optimista, y el gráfico tornado para observar la variables de mayor incertidumbre. Para el ejemplo mostrado, los resultados caudal de producción de líquido fueron los siguientes:

Caso pesimista (P25) = 1.250 BN/D.

Caso más probable (P50) = 2.560 BN/D.

Caso optimista (P75) = 3.580 BN/D.

En un gráfico de frecuencia acumulada (caudal de producción vs. No. de iteraciones), se puede observar que el pozo tiene un 83,3% de probabilidad de obtener una producción de líquido mayor a 0. Este gráfico también permite evaluar la probabilidad de obtener un pozo económicamente rentable. En el ejemplo, el pozo con un caudal de 1.600 BN/D se considera “altamente rentable”, por lo que las probabilidades de éxito son de aproximadamente un 70%.

Figura 2. Curva de Frecuencia Acumulada.

Es importante tener en cuenta que mientras más iteraciones se hagan durante la corrida, más precisos van a ser los resultados. Lo importante del método es que ya construida la macro que funciona de conector entre el software de motor de cálculo (Prosper) y el software probabilístico (Crystal Ball 2000), se puede evaluar cualquier variable tanto de entrada como de salida que el ingeniero de yacimientos requiera.

 

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Origen de los Hidrocarburos

En el siglo XIX se creía ampliamente que el petróleo tenía un origen magnético y que este emigró desde las grandes profundidades a lo largo de las fallas de la corteza terrestre. Hoy en día, las evidencias sugieren que el material fuente del petróleo es la materia orgánica formada en la superficie de la tierra. El proceso inicia con la fotosíntesis, en la que las plantas, en presencia de luz solar, convierten el agua y el dióxido de carbono en glucosa, agua y oxígeno. La glucosa es la materia para la síntesis de polisacáridos más complejos y otros compuestos orgánicos.

La fotosíntesis es una parte del complejo ciclo del carbono. Normalmente la mayoría de la materia orgánica producida por la fotosíntesis vuelve a ser reciclada en la atmósfera como dióxido de carbono (CO₂). Sin embargo, el ciclo del carbono no es completamente eficiente. Una pequeña cantidad de materia orgánica, alrededor de una parte en 1.000, escapa del reciclaje y es enterrada. A través del tiempo geológico, este pequeño aporte ha producido grandes cantidades de materia fósil, estimada en alrededor de 20x10¹⁵ toneladas métricas. No obstante, la mayor parte de este material es ampliamente dispersado en la columna sedimentaria. Solamente alrededor de una molécula de CO₂ de cada millón tomado inicialmente por el proceso de fotosíntesis es eventualmente convertida en petróleo económicamente explotable, gas natural o carbón. La serie de eventos que hacen posibles las acumulaciones concentradas de combustibles fósiles son, por lo tanto, altamente selectivas.

La materia orgánica se acumula preferencialmente en aguas tranquilas, es decir, en ambientes de baja energía. Consecuentemente, la materia orgánica se encuentra principalmente en rocas de grano fino, tales como lutitas y lodos limosos. Estos ambientes de baja energía se encuentran usualmente en los océanos, lagos, o, en el caso del carbón, en los pantanos. Sin embargo no todas las lutitas contienen suficiente materia orgánica para ser rocas madres. Las lutitas ricas en materia orgánica son originadas tanto por una alta tasa de producción de materia orgánica, como un alto potencial de preservación. Toda la materia orgánica del océano es formada originalmente a través de la fotosíntesis. Los productores principales son el fitoplancton, que son plantas microscópicas flotantes como las diatomeas, dinoflagelos y las algas verdes-azules. La producción de fitoplancton está relacionada a variables físicas y químicas. La luz es particularmente importante, debido a su papel en la fotosíntesis y  la profundidad de penetración en el océano define la zona fótica, cuyo espesor depende principalmente de la altitud y claridad del agua (puede alcanzar más de 100 metros bajo la superficie en mares tropicales).

El segundo factor importante es la tasa de aporte de nutrientes para la zona fótica, especialmente fosfatos y nitratos, que son liberados por la descomposición bacterial de la materia orgánica y son vitales para el crecimiento de plantas y animales. El oxígeno, aunque no es importante para el fitoplancton, es vital para los animales que forman parte de la cadena alimenticia. El fitoplancton incrementa el contenido de oxígeno de las aguas superficiales, como un producto de la fotosíntesis. En el océano abierto, las zonas de alta productividad orgánica ocurren en altas latitudes (alrededor de 60° Norte y Sur) y a lo largo del Ecuador. La productividad es también muy alta en las aguas someras y bien mezcladas sobre las plataformas continentales, especialmente donde los grandes ríos entran en el océano y aportan abundantes nutrientes. Estos principios que gobiernan la distribución de materia orgánica en los océanos modernos pudieron haber prevalecido en el pasado; pero es difícil de extrapolar estos datos debido a que los continentes se han movido, los patrones de circulación oceánica han cambiado y la diversidad de grupos de plantas y animales se ha alterado a través del tiempo.

Las áreas de alta productividad no son necesariamente las más adecuadas para la preservación de la materia orgánica. La preservación ocurre más favorablemente en cualquiera de las siguientes situaciones: tasa de deposición rápida y cuerpos de aguas pobres en oxígeno con fondos anóxicos. En estos casos se evita la acción de bacterias aeróbicas que destruyen la materia orgánica convirtiéndola en CO₂ y H₂O. La acción de las bacterias anaeróbicas a profundidades relativamente superiores a los 100 cm, forma cantidades apreciables de metano biogénico. Sin embargo, la mayoría de esta acción bacterial (tanto aeróbica como anaeróbica) que destruye la materia orgánica ocurre dentro de los 30 – 60 cm superiores del sedimento, por lo que este enterramiento rápido solo permite que las bacterias actúen por un breve tiempo y la descomposición es menos completa. La preservación también se ve favorecida por la estratificación de las aguas de fondo pobres en oxígeno; tal como ocurre en lagos y lagunas someras, y en mares restringidos donde el agua fresca de los ríos entre un cuerpo de agua salada densa.

La mezcla de las aguas es inhibida entre las capas. El oxígeno producido por la fotosíntesis o disuelto en el agua de la atmósfera, en la capa más superior, no puede circular a la capa inferior. Como resultado; las aguas más densas y más profundas se hacen anóxicas y la materia orgánica puede preservarse fácilmente. Un buen ejemplo actual de aguas estratificadas y deficientes de oxígeno es el Mar Negro y el Mar Muerto. La estratificación de las aguas y deficiencia del oxígeno disuelto no ocurre solamente en lagos y mares aislados, sino en plataformas llanas y amplias donde la circulación puede ser mínima. Ejemplo: “Evento Anóxico Cretácico”, donde el pico de preservación de la materia orgánica coincide con el pico de transgresión cretácica sobre las plataformas continentales. En ambientes continentales, la degradación de la materia orgánica es principalmente aeróbica y las acumulaciones de material orgánico sólo ocurre en lagos estratificados o en pantanos de carbón anaeróbicos.

Diagénesis de la materia orgánica.

Hay tres estados importantes en el entrenamiento y evolución de la materia orgánica a hidrocarburos: diagénesis, catagénesis y metagénesis. La diagénesis se inicia tan pronto como el sedimento es enterrado, y aquí se considera que incluye todos los cambios que ocurren hasta el estado de generación de petróleo. Los lodos recién depositados son inconsolidados y pueden contener más del 80% de H₂O en sus poros. Estos lodos se compactan rápidamente. La mayor parte de la porosidad se pierde en los primeros 500 metros. Luego la compactación continúa mucho más lentamente. Cualquier materia dentro de estas lutitas es sometida a cambios complejos. El punto de inicio de estos cambios son los cuatro (4) grupos principales de compuestos orgánicos o biopolímeros que son sintetizados por plantas y animales: Carbohidratos, proteínas, ligninas y lípidos. Los carbohidratos ocurren tanto en plantas como en animales e incluyen azucares simples, tales como glucosa, y sus polímeros complejos, tales como la celulosa y almidón. Las proteínas principalmente en animales y, en menor proporción en las plantas. La lignina es construida de cadenas de carbono armónicas de alto peso molecular, y ocurre solamente en plantas superiores. Los lípidos ocurren tanto en plantas como en animales. Ellos son compuestos insolubles, y son los materiales precursores principales de los hidrocarburos líquidos.

Durante la diagénesis temprana, los biopolímeros complejos son rotos y transformados en moléculas más pequeñas y simples, llamadas geomonómeros. Las proteínas son las menos estables, seguidas por los carbohidratos, lípidos y ligninas. El más activo de los geomonómeros reaccionará espontáneamente con cada uno de los otros y polimeriza hasta producir geopolímeros complejos estables. A diferencia de los biopolímeros, los geopolímeros tienen una estructura aleatoria y son, por lo tanto, resistentes a la biodegradación. Estos cambios son llevados a cabo primero por las bacterias y procesos químicos no biológicos, y más tarde por el craqueo termal. La transición a geopolímeros ocurre en un tiempo geológicamente corto, probablemente sólo unos pocos cientos o millones de años. Con el incremento del enterramiento, la materia orgánica pierde casi todo su nitrógeno, mucho de su oxígeno y azufre, y algo de su hidrógeno y carbono. La mayoría de los heteroátomos se pierden en la forma de moléculas pequeñas, tales como CO₂, NH₃, N₂, O₂, H₂O y H₂S.

El único hidrocarburo producido en cantidades medibles durante la diagénesis es el metano biogénico, como producto de la destrucción anaeróbica. El producto final de la diagénesis de la materia orgánica es el Kerógeno, que se define como la materia orgánica en las rocas sedimentarias que es insoluble en solventes orgánicos, a diferencia de la porción soluble de la materia orgánica que se denomina bitumen. Bajo el microscopio, el Kerógeno se presenta como fragmentos orgánicos diseminados. Algo de este material es estructurado, es decir, son reconocibles como fragmentos de tejidos de plantas, esporas, algas, etc. Estos fragmentos con cierta estructura derivados de plantas pueden ser agrupados en unidades biológicas distintas denominadas macerales, que son equivalentes en el Kerógeno a los minerales en las rocas.

Tres grupos de macerales principales son importantes: Vitrinita, exinita e inertinita. La Vitrinita es el maceral dominante en muchos Kerógenos y es el componente principal del carbón. Este se deriva casi enteramente de tejidos leñosos de las plantas terrestres superiores, principalmente ligninas, por lo que es difícil romper y puede aparecer en casi todos los ambientes depositacionales (marino o no marinos), y es generalmente el tipo más abundante de partícula estructurada. Los macerales Exinita son derivados en su mayoría de algas, esporas, polen y cutículas de hojas cerosas. Los altos porcentajes de exinita no son comunes, pero si está presente, esto implica ambientes marino somero o locutrino. Los macerales de Inertinita provienen de varias fuentes que han sido intensamente oxidados antes de ser depositados y reciclados. La inertinita es un componente usualmente de menor proporción en el Kerógeno. Algunos componentes del Kerógeno son amorfos, los cuales han sido rotos mecánicamente y/o químicamente alterados por bacterias y hongos, enmascarando y destruyendo su estructura original. Esos componentes no son verdaderos macerales, aunque el término “amorfinita” se ha aplicado a estos materiales.

Las partículas amorfas probablemente representan el material fuente de hidrocarburos más atractivo en el Kerógeno, debido a que éstas pueden madurar al petróleo a temperaturas significativamente más bajas que los macerales asociados. Además un volumen de material amorfo producirá una cantidad mucho mayor de hidrocarburos, ya que su volumen ha sido reducido y su densidad incrementada en comparación con los tipos estructurados. El material amorfo tiene una mayor representación de partículas derivadas de exinita, debido a que este grupo esta compuesto de partículas blandas con menos moléculas complejas, que son más fáciles de romper que los tejidos leñosos más resistentes del grupo de la vitrinita.

Hidrocarburos y Tipo de Kerógeno.

Los tipos de macerales y partículas amorfas presentes en el Kerógeno afectan su capacidad para generar hidrocarburos, así como también, determinan el tipo de petróleo generado. Los Kerógenos precursores del petróleo pueden dividirse en dos grupos: el tipo I o Kerógeno algal que tiende a producir crudos que son ricos en hidrocarburos saturados. El tipo II o Kerógeno mixto que tiende a producir petróleos nafténicos y aromáticos, y más gas que el tipo I. El Kerógeno tipo III generará principalmente gas seco y algunos petróleos, principalmente parafínicos, derivados de sus constituyentes amorfos y exinita. Hay un cuarto tipo de Kerógeno pero es muy raro, que prácticamente no tiene capacidad para generar petróleo o gas.

Tipos	Origen	Constituyentes Orgánicos
I Algal	Condiciones de generación de algas marinas, lacustrinos, incipiente material carbonoso.	En su mayoría sus componentes son de algas de Exinita (alginita) algunos amorfos derivados de material de algas.
II Marinos (Mixtos)	Descomposición y reducción de materia orgánica en ambientes marinos principalmente.	Partículas amorfas derivadas principalmente de Fitoplanton, Zooplanton y algunos organismos superiores; algunos macerales son de este grupo.
III Carbonos	Restos de vegetación continental (maderas, esporas, hojas, cutículas, resinas, tejido de plantas).	Formado principalmente por Vitrinita, algunas Exinitas (no algal) y amorfos por descomposición de sus componentes.
IV Inerte	Charco Fósil y otros materiales oxidados de vegetación continental	Principalmente constituidos por Inertita y algunos amorfos en descomposición de materia vegetal.

Cambios Químicos con la Maduración del Kerógeno.

En la diagénesis cada tipo de Kerógeno tiene una química única, ya que su composición esta controlada por los tipos de macerales y los biopolímeros originales que lo constituyen. Esta variabilidad química de los tipos de Kerógenos inmaduros y los cambios que ocurren hasta que el petróleo es generado pueden presentarse como gráficos de la relación hidrógeno/carbono (H/C) versus la relación oxígeno carbono (O/C). Este gráfico es llamado Diagrama de Van Krevelen.

Gráfico de Van Krevelen.

Si estos Kerógenos son calentados, pueden alcanzar el segundo estado de la evolución de la materia orgánica o catagénesis, que se define como la etapa en la que el petróleo y el gas natural es generado del Kerógeno. Debido a que las moléculas de petróleo y gas tienen altas relaciones H/C, la generación de petróleo causa que la relación H/C del Kerógeno residual disminuya. Finalmente, todos los tipos de Kerógenos convergirán a lo largo de un patrón durante el estado final en la evolución de la materia orgánica o metagénesis. Durante la metagénesis, la generación de petróleo y gas a partir del Kerógeno cesa, pero una cantidad considerable de gas metano puede generarse por alteración termal del crudo previamente generado. El Kerógeno residual de este estado llega a formar carbón puro o grafito.

Profundidad, Temperatura y Tiempo en la Formación de Petróleo.

Las profundidades a las cuales se inicia la generación de hidrocarburos dependen del gradiente geotermal local, el tipo de Kerógeno y la historia de soterramiento. En la figura a la izquierda muestra las profundidades de generación máxima, mínima y promedio para el petróleo, gas y metano biogénico. A la profundidad promedio de 1-2 kilómetros se inicia la catagénesis y alcanza su máxima generación entre 2-3 kilómetros de profundidad; denominándose este rango “ventana de petróleo”. La catagénesis tardía se inicia a profundidades de 3-3.5 kilómetros y esta es la zona principal de formación de gas (húmedo o seco). Por debajo de los 4 kilómetros, la roca se hace sobremadura, iniciándose la metagénesis y solamente es generado metano. La correlación de la generación de petróleo con profundidad es principalmente una función del incremento de temperatura.

Las leyes de la química dicen que la tasa de una reacción es una función tanto de la temperatura como del tiempo. El tiempo puede compensar a la temperatura y viceversa. Las rocas madres que han permanecido relativamente frías pueden tomar unos 100 millones de años o más para generar petróleo, mientras que las rocas madres jóvenes pueden generar hidrocarburos en unos pocos millones de años, si están a temperaturas suficientemente altas. El efecto de la temperatura es exponencial, mientras que el tiempo es lineal. En consecuencia, la temperatura juega un papel más importante en la maduración de la roca madre que el tiempo. Las rocas madre del Paleozoico que nunca han sido calentadas por encima de 50°C no generarán petróleo, no importa el tiempo que pase. En contraste, el tiempo juega un papel insignificante en la generación de petróleo de rocas madres jóvenes en cuencas activas con gradientes termales altos. La generación temprana de hidrocarburos se encuentra donde ocurre enterramiento rápido y donde los gradientes geotermales son relativamente altos. Aunque la generación de hidrocarburos tenga lugar en un lapso de tiempo breve (geológicamente hablando), esto no significa que sea inmediatamente de la deposición de la roca madre, ya que esta última puede permanecer a profundidades muy someras y a bajas temperaturas por un largo período de tiempo, antes de ser enterradas a suficiente profundidad para generar hidrocarburos.

Paleotermometría.

Mucha información esta basada en las temperaturas de fondo de los pozos medidas en el presente, y no en paleotemperaturas. A menudo, el gradiente geotermal fue más alto cuando la cuenca era activa, que en el presente. Es de una importancia crítica, por lo tanto, ser capaz de medir la máxima temperatura a la que una determinada roca madre ha sido cocinada por medios de paleotermómetros adecuados. Algunos métodos de Paleotermometría están basados en las propiedades físicas y químicas del Kerógeno, otros utilizan las propiedades de la roca. El Diagrama de Van Krevelen es uno de los métodos empleados, ya que después que el tipo de Kerógeno ha sido determinado microscópicamente, el punto en el cual se encuentra dentro de su patrón de evolución puede ser fácilmente determinado.

El color del polen y las esporas también pueden utilizarse como un paleotermómetro, ya que cuando estas son calentadas, su color cambia progresivamente del amarillo claro al naranja, marrón rojizo, marrón oscuro y finalmente negro; indicando la temperatura más alta alcanzada por la roca madre. Otro método esta basado en la reflactancia de la vitrinita (Rm) del Kerógeno. Existen otros métodos indicadores de maduración, tales como la fluorescencia de la exinita. Usualmente, deben utilizarse al menos dos métodos de Paleotermometría diferentes para asegurar la madurez de una roca madre determinada.

Lutitas Petrolíferas.

Las rocas madres no siempre alcanzan la madurez termal necesaria para generar petróleo o gas, y permanecen rellenas de Kerógeno. Cuando contienen cantidades apreciables de Kerógeno, estas rocas son frecuentemente denominadas Lutitas Petrolíferas. Este petróleo puede ser producido solo por calentamiento de la lutita petrolífera en una atmósfera inerte hasta unos 500°C, proceso este conocido como pirólisis. El contenido de materia orgánica necesario para clasificar a una de estas rocas como lutita petrolífera ha sido establecido en 5% por los economistas; y las mismas contienen principalmente Kerógeno tipo I o tipo II. Se estima que el volumen de petróleo contenido en estas lutitas, a nivel mundial, es de 4 trillones de barriles, del cual sólo alrededor del 2% es recuperable utilizando la tecnología actual.

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Fluidos de Fracturamiento Hidráulico - Aspectos a considerar para su diseño

Los fluidos para fracturamiento hidráulicos son diseñados para romper la formación y llevar el agente de sostén hasta el fondo de la fractura generada. Para estos deben cumplir ciertos requerimientos y deben tener ciertas propiedades:

1. Un fluido de fractura tiene que ser compatible con el fluido de formación y compatible con la roca. Es decir, no debe generar ninguna emulsión con el petróleo o agua de formación, no debe generar un bloqueo en el caso de yacimientos de gas seco, no debe reaccionar químicamente con la roca, no debe desestabilizar las arcillas.

2. Un gel de fractura debe generar un ancho suficiente de fractura para que el agente de sostén penetre hasta la longitud deseada. Como hemos visto el ancho depende de la conductividad requerida y del ancho depende la granulometría del agente de sostén. El ancho es dependiente de la viscosidad del fluido. Además la viscosidad es un parámetro a tomar en cuenta al momento de trabajar la tortuosidad.

3. El gel debe ser capaz de transportar el agente de sostén durante todo el tiempo que dura la operación. No necesitaremos el mismo gel para una longitud de fractura de 30 m que para 300 m. La capacidad de transporte del agente de sostén es dependiente de la viscosidad, pero puede ser necesario mayor viscosidad para convivir con la tortuosidad que para el transporte del agente de sostén.

4. Otra propiedad es el control de la pérdida de fluido, o eficiencia del fluido. Es necesario que algo de fluido pase a la matriz para que la fractura se cierre pero debemos poder controlar esta perdida. En este caso los requerimientos dependerán de la temperatura, de la permeabilidad y del fluido de formación.

5. Una vez que se terminó el bombeo y que la fractura se ha cerrado sobre el agente de sostén se necesita sacar rápidamente el fluido inyectado del empaque y de la formación. También debe quedar lo mínimo posible de residuo dentro del empaque. Por lo tanto el gel tiene que romperse completamente volviendo en algo lo más parecido posible al fluido base. Esa es una de las propiedades más difíciles de conseguir. O sea, se necesita una viscosidad adecuada durante el tiempo de bombeo, pero esta viscosidad debe disminuir rápidamente una vez la fractura se ha cerrado.

6. Como los volúmenes de fluidos son muy grandes se requieren de fluidos de bajos costos.

No se puede siempre cumplir con todas estas propiedades y normalmente se debe llegar a alguno compromiso en el diseño.

Al momento de diseñar un fluido de fractura se debe tener en consideración los siguientes aspectos:

1. Pérdida de filtrado

Una característica importante de los fluidos de fractura es su capacidad de controlar la pérdida de fluido. El gráfico a la derecha es explicativo del fenómeno en una arenisca. Vemos la cara de la fractura sobre la cual está fluyendo el gel. Parte del gel, o de sus componentes, penetra en la formación generando diferentes zonas:

En la formación, lejos de la cara de la fractura una zona no contaminada, sin contacto con gel o filtrado.

Más cerca de la cara de la fractura una zona invadida no por el gel pero por lo que filtra del gel de fractura. En esta zona hay también fluido de formación. En los geles poliméricos base agua el filtrado es agua aditivada.

Muy cerca de la cara de la fractura, hay una zona (bridging zone) donde material obturante (aditivo, o el mismo polímero) presente en el fluido de fractura hace puente sobre las gargantas porales, obstruyéndolas.

Sobre la cara de la fractura, fuera de la matriz el material obturante genera un revoque. La generación del revoque es algo de dinámica ya que el mismo fluido, y más con agente de sostén, lo erosiona a medida que se forma. La importancia del revoque y de la invasión va depender entre otros de la permeabilidad de la formación, de la movilidad del fluido de formación. A mismo valores de permeabilidades, habrá menos invasión si el fluido de formación es un petróleo viscoso que si es gas fácilmente compresible. La perdida de fluido puede ser representada como la suma de tres fenómenos que actúan al mismo tiempo. La importancia de cada una dependerá de las condiciones del pozo y del fluido utilizado. Todos pueden ser representados matemáticamente:

Efecto de pared - CW - (wall building). El revoque impide el flujo del gel y del filtrado hasta la formación. Como este revoque no es totalmente impermeable dejará pasar solamente parte del líquido. Hay fluidos no poliméricos que no generan revoque y que no van a tener efecto de pared. Es dependiente del fluido de fractura (tipo del polímero utilizado) y de los agentes de control de perdida de fluido. Este coeficiente es determinado en un ensayo de laboratorio.

Efecto de la viscosidad del filtrado - CV - La viscosidad del fluido que penetra en los poros de la formación puede generar suficiente resistencia para impedir el flujo. Este fenómeno es más importante en fluido no polimérico que no generen filtrado, o en formaciones de muy alta permeabilidad.

Efecto de compresibilidad del fluido de formación - CC - Si el fluido de formación es incompresible será mucho más difícil para el filtrado desplazarlo. En el caso de reservorio de gas, que es altamente compresible el filtrado penetrará fácilmente. Estos últimos dos fenómenos son normalmente considerados en conjunto en un solo coeficiente CCV que es calculado por los simuladores en función de los datos del reservorio. Son coeficientes calculados y no se determinan en laboratorio. El coeficiente total (Ct) teórico será el mínimo de CCV y CW. Como estos coeficientes son muy dependientes del fluido de formación y de las propiedades de la roca, informaciones que no siempre tenemos, la mejor manera de determinar el coeficiente total Ct es medirlo haciendo una prueba de campo durante un minifrac.

Los términos utilizados en las ecuaciones son:

ki = permeabilidad al fluido filtrado (Darcy)

ΔP = (σx + Pnet) - Pe (psi)

Φ = porosidad de la formación (fracción)

μa = viscosidad del filtrado (cP)

kr = permeabilidad al fluido de formación (mD)

Cr = compresibilidad del fluido de formación (psi-1)

μr= viscosidad fluido de formación (cP)

2. Efecto de Pared (CW)

El efecto de pared CW es característico de cada fluido de fractura y se determina en laboratorio. Estos valores de laboratorio se tomaran para hacer el prediseño de la fractura. Para determinarlo se coloca en una prensa una muestra de formación, de permeabilidad conocida, de forma cilíndrica con una superficie de una pulgada. Por encima se inyecta el mismo fluido de fractura aplicando 1000 psi de presión. En los primeros instante de aplicar presión, y hasta que se genera un revoque, pasa mucho fluido por la muestra. Esta cantidad de fluido inicial es lo que llamamos "spurt". Una vez que se generó el revoque empieza a verse una perdida de fluido que es directamente proporcional a la raíz cuadrada del tiempo. Esta perdida de fluido es el filtrado. El coeficiente CW está calculado como la pendiente de esta recta. En una fractura recién abierta pasa el mismo fenómeno. El spurt no es significante en formaciones de baja permeabilidad (<1 mD), donde puede ser considerado como nulo, pero en formaciones de alta permeabilidad se debe tomarlo en cuenta. El ensayo es estático. Pero en una fractura el fenómeno es dinámico, debido a la erosión constante del revoque. En consecuencia los valores publicados por los fabricantes de los fluidos son solamente indicativos. Es mejor determinar el coeficiente de perdida total Ct haciendo ensayos en el campo previo la fractura (prueba de minifrac). La adición de materiales que forman revoque (resinas, sílice, ....) ayuda a disminuir la perdida de fluido, pero pueden ser dañinos para la conductividad del empaque.

No todos los fluidos tienen por sí mismos un buen coeficiente del efecto de pared (CW), y menos los que no tienen carga polimérica. En estos casos puede ser necesario agregar material que generen el revoque. También puede ser necesario para fluidos poliméricos frente a formaciones muy permeables. En el gráfico tomado de la literatura de una compañía de servicio, observamos el coeficiente CW en función de la temperatura. En fluido sin aditivo reductor de filtrado (sin FLA) vemos cómo se incrementa rápidamente el valor de CW. Si a estos mismos fluidos agregamos aditivos controlador de filtrado, en este caso una resina, notamos cómo baja el valor de CW independientemente de la temperatura.
FLA: Fluid Loss Additive (aditivo reductor de filtrado)

3. Eficiencia del Fluido

Anteriormente se definió el término de eficiencia del fluido. La eficiencia, alta o baja, está directamente relacionada con los 3 coeficientes de filtrado. En una prueba de campo para determinar la eficiencia no importa cual es el mecanismo de perdida de fluido pero si la cantidad de fluido que pasa a la formación. A mayor eficiencia se necesita menos fluido para un mismo volumen de fractura. Pero se necesita siempre que una parte del fluido pase a la formación, caso contrario la fractura no se podría cerrar. Necesitamos una eficiencia de fluido de 30 ó 60%, para que la fractura cierre en un tiempo razonable, y sin que pase demasiado fluido de fractura a la formación. Pozos con altas permeabilidades y/o naturalmente fracturados tienen altos coeficientes de perdidas de fluido (Ct), lo que es equivalente a bajas eficiencias. En caso de bajas eficiencias las fracturas creadas son cortas debidos a que hay menos volumen de fluido disponible para abrirlas.

4. Residuos

Después del bombeo se abre el pozo para producir el fluido inyectado. La apertura se hará inmediatamente después de parar el bombeo, o después de definido en el diseño para esperar el cierre de la fractura. En este momento es necesaria que el gel sea roto, lo que significa que tiene nuevamente la viscosidad del fluido base, agua o gasoil. Además el fluido debe dejar el empaque libre de todo residuo de polímero o de gel no roto. Se llame un fluido limpio si no deja residuo. En estas fotos observamos la consecuencia de la limpieza del fluido. En la foto a la izquierda se vean los granos de arena tal cual son antes de bombearlos en el pozo: están limpios.

 
 
En la foto del centro, esta misma arena a sido bombeada con un gel polimérico. El gel tiene solamente un ruptor diluido en la fase acuosa. A filtrar el agua filtró el ruptor y se ve bastante restos de polímeros atrapados en el empaque. Estos residuos obstruyen por completo los poros, y por lo tanto la conductividad de la fractura será muy baja. En la foto de derecha, la misma arena a sido bombeada con un gel polimérico al cual se agregó además del ruptor diluido en la fase acuosa un ruptor encapsulado. Las cápsulas de ruptor quedan atrapadas en el empaque donde suelte el ruptor una vez la fractura cerrada. Esta técnica incrementa la eficiencia del producto, y por ende deja la fractura más limpia y con mayor conductividad.
 
Con los datos de laboratorio se puede hacer simulación para mostrar el efecto de los residuos sobre la conductividad. Es lo que se ve en esta simulación matemática sacada de la literatura donde vemos la importancia de la limpieza. En el gráfico A se observa un empaque limpio de residuo, y se considera solamente el efecto del revoque. Si el espesor del revoque es equivalente al diámetro de un grano de arena entonces la fractura guarda todavía un 75% de su conductividad, o sea ha perdido 25%. Si el espesor del revoque es equivalente a 2 granos de arena quede el 50% de la conductividad y si el revoque es equivalente a 3 granos de arena entonces queda solamente 25% de la conductividad. La fractura puede ser un éxito operativo pero no tendrá suficiente conductividad. En los gráficos B, C y D, la simulación no considera la presencia de revoque, pero solo el polímero suelto que queda en medio del empaque. En función de donde están ubicados los restos de polímeros, y la cantidad, la permeabilidad final del empaque puede representar solamente el 50 a 25% de la permeabilidad del mismo empaque limpio. La presencia de polímero en los poros del empaque equivale a una reducción de su porosidad. Este demuestra la importancia que tiene el daño al empaque sobre la conductividad final de la fractura. Si queda solamente un poco de polímero dentro de la fractura es suficiente para dañar tremendamente la conductividad, y esto es mucho mas importante que cualquier daño que ocasionamos a la matriz en las caras de la fractura.

a) Efecto del ruptor
En los fluidos base agua el tipo de ruptor más utilizado es a base de oxidantes. En este caso se muestra el efecto de la cantidad del persulfato de amonio (AP) agregado al gel en función de la temperatura y su influencia en la permeabilidad retenida del empaque. Una observación importante es que a baja temperatura, mismo con altas concentraciones de ruptor, es difícil conseguir romper el gel. A temperaturas más altas, como 160 o 180ºF (71 o 82°C), utilizando altas concentraciones de ruptor se recuperó toda la permeabilidad en laboratorio. Pero si utilizaba tal cantidad de ruptor en el campo, el gel se rompería completamente antes de llegar al fondo de la fractura. Entonces habrá que utilizar otro tipo de ruptor, o este ruptor junto con ruptor encapsulado. Generalmente las compañías muestran en sus manuales resultados demasiados optimistas para sus fluidos. Se debe cuidar de como son realizados los ensayos en laboratorios.

b) Efecto de la concentración de polímero
En caso de fluidos poliméricos se vio que el polímero queda en el revoque y que solamente el agua pasa en la formación. Entonces la concentración de polímeros dentro de la fractura crece con el tiempo. Si mezclamos en superficie un gel con 20 lb/1000 gal de polímero, una vez que gel entre en contacto con la cara de la fractura algo de agua empieza a filtrar en la matriz. A medida que el gel se desplaza adelante la concentración de polímero es mayor porque hay cada vez menos agua. Cerca de la punta de la fractura la concentración puede pasar de 20 lb/1000 gal a 400 ó 600 lb/1000 gal. Entonces la permeabilidad retenida cambiará completamente y de 100% puede pasar a menos de 30%.
Es otro factor importante a considerar, y debemos cuidar de la información que nos pasan las compañías de fractura que tienen tendencia a mostrar que sus aditivos son mejores que en la realidad.

Tomado de: “Curso de Fracturas Hidráulicas” de Repsol YPF 

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