tesis_completa_presentada.doc

Sistema de fracturamiento con Espuma Libre de Polímeros

REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAMINISTERIO DE EDUCACIÓN SUPERIOR

INSTITUTO UNIVERSITARIO TECNOLÓGICO DE CABIMASCABIMAS ESTADO ZULIA

ANÁLISIS DEL SISTEMA DE FRACTURAMIENTO CON ESPUMA LIBRE DE POLÍMEROS EN YACIMIENTOS DE BAJA PRESIÓN EN EL LAGO DE

MARACAIBO

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO PARA OPTAR POR EL TITULO DE TÉCNICO SUPERIOR EN HIDROCARBUROS MENCIÓN PETRÓLEO

REALIZADO POR:

Br. DIAZ PETIT, Joksan L.C.I. 15240795

Br. MEDINA JIMÉNEZ, Adalberto A.C.I. 14235531

Br. PEREIRA AZUAJE, Diusviris R.C.I. 15850560

CABIMAS, OCTUBRE DEL 2003

1


Análisis del sistema de fracturamiento con espuma para yacimientos de baja presión en

el lago de Maracaibo

2


ACTA DE APROBACIÓN

El jurado abajo mencionado aprueba el trabajo especial de grado “ ANÁLISIS DEL SISTEMA DE FRACTURAMIENTO CON ESPUMA LIBRE DE POLÍMEROS PARA YACIMIENTOS DE BAJA PRESIÓN EN EL LAGO DE MARACAIBO” presentado por los bachilleres: Díaz Joksan, Medina Adalberto, Pereira Diusviris, ante el Instituto Universitario De Tecnología Cabimas para optar al titulo de técnico superior universitario en hidrocarburos, mención petróleo, en cumplimiento de los requisitos señalados por la institución.

_________________ ____________________ Jurado Jurado

__________________ Asesor

3


Cabimas Octubre del 2003

4


DEDICATORIA

A DIOS, por brindarme la oportunidad de estar en este mundo y

darme la suficiente cordura para seguir adelante.

A MIS PADRES, por brindarme su apoyo en todo momento.

A MIS HERMANAS, por ser como son y estar conmigo en todo

momento

A MI NOVIA, Clodsana Nava por estar a mi lado cuando más la he

necesitado.”te amo”

JOKSAN DÍAZ

5


DEDICATORIA

A MI DIOS, por iluminarme y guiarme por el buen camino.

A MIS PADRES, en especial a mi madre Gladis por haberme traído al

mundo, por brindarme todo su amor y haber hecho de mi el hombre que soy

hoy día.

A MIS HERMANAS, Ana, Andreina que me apoyaron en todo

momento y confiaron en mi.

A MI SOBRINA, Sailimar que es la consentida de la casa.

A MI NOVIA, Diusviris que es lo más hermoso que me a pasado en la

vida y por apoyarme en el desarrollo de este trabajo “sin ti no lo hubiera logrado”.

A MI FAMILIA, en general abuelos, tíos, primos por brindarme su

apoyo y estar unidos en familia.

A TODOS MIS AMIGOS, Andry, Nelson, Hisaya, Hector, Elimey que

de una u otra manera me apoyaron dándome su amistad. A todos ellos, les

deseo suerte en su carrera

ADALBERTO MEDINA

6


DEDICATORIA

A MI DIOS, Por permitirme crecer al lado de dos seres tan

maravillosos como lo son mis padres

A MIS HERMANOS, Diusbelis y Diover que me apoyaron en todo

momento y confiaron en mi.

A MI NOVIO, Adalberto que es lo más hermoso que me a pasado en

la vida y por apoyarme en el desarrollo de este trabajo “sin ti no lo hubiera logrado”.

A MI FAMILIA, en general abuelos, tíos, primos por brindarme su

apoyo y estar unidos en familia.

A TODOS MIS AMIGOS, Dariannis, Eliza, Gustavo, Ender, Luis,

Andry, Nelson, Hisaya, Hector, que de una u otra manera me apoyaron

dándome su amistad.

DIUSVIRIS PEREIRA

7


AGRADECIMIENTO

A DIOS TODO PODEROSO, por haberme dado la oportunidad de

estar aquí y ser quien soy.

A MIS PADRES Y HERMANOS, por su apoyo incondicional en todos

los momentos de mi vida .

A MI NOVIA, por estar a mi lado apoyándome en todo momento

A la LIC. JULIA DE MARTINES, por su gran apoyo en mis pasantias,

y su colaboración en la realización de esta tesis.

Al SR. ENRIQUE MARTINES, por todo el apoyo prestado.

A todos mis familiares, en especial a mi primo ANGEL BARROSO y a

mi amigo ALEX MARTINES por su ayuda .

Y a todas aquellas personas que directa e indirecta mente estuvieron

presentes en la realización de esta tesis.

YOKSAN DÍAZ

8


AGRADECIMIENTO

A DIOS, todo poderoso por iluminarme y guiarme para llegar a ser la

persona que soy hoy día.

A MIS PADRES, especialmente a mi madre Gladis que con su

confianza e llegado y lo he logrado “por ti mimi”

A MIS HERMANAS, Ana y Andreina por apoyarme en todo momento

y estar siempre unidos como buenos hermanos, en las buenas y en las

malas “las quiero”

A MI SOBRINA, Sailimar que con su sonrisa me a robado el corazón

A MIS TÍOS (as), en especial a German y Mary por su apoyo y

concejos en todo momento y estar pendiente de mi “gracias”

A MI NOVIA, por brindarme su amor, comprensión, tolerancia y sobre

todo por estar conmigo cuando más lo necesito “amor te quiero”.

A MIS ABUELOS, por brindarme su cariño.

A MIS AMIGOS, por apoyarme en todo momento y estar conmigo

durante el desarrollo de mi carrera.

AL PROFESOR BRUNO BERMÚDEZ, por brindarme sus

conocimientos para el buen desarrollo de este trabajo

ADALBERTO MEDINA

9


AGRADECIMIENTO

A DIOS, todo poderoso por iluminarme y guiarme para llegar a ser la

persona que soy hoy día.

A MIS PADRES, por su apoyo.

A MIS HERMANOS, por apoyarme en todo momento y estar siempre

unidos como buenos hermanos.

A MI NOVIO, por brindarme su amor, comprensión, tolerancia y sobre

todo por estar conmigo cuando más lo necesito “amor te amo”.

AL PROFESOR BRUNO BERMÚDEZ, por brindarme sus

conocimientos para el buen desarrollo de este trabajo

Este trabajo es el producto de un conjunto de personas que directa o

indirectamente influyeron para el buen desarrollo de este trabajo especial de

grado.

DIUSVIRIS PEREIRA

10


Diaz Jocksan, Medina Adalberto, Pereira Diusviris, “ANÁLISIS DEL SISTEMA DE FRACTURAMIENTO CON ESPUMA LIBRES DE POLIMEROS EN YACIMIENTOS DE BAJA PRESIÓN DEL LAGO DE MARACAIBO”. Trabajo especial de grado para optar al titulo de Técnico Superior en hidrocarburos mención petróleo Ante el Instituto Universitario Tecnológico de Cabimas (I.U.T.C), Cabimas 2003.

RESUMEN

La estimulación de pozos se remota a la década de los años 50 donde empieza a gran escala la explotación petrolífera de los pozos petroleros que se encuentran a la edad del eoseno en el lago de Maracaibo desde entonces en estas inmediaciones se han realizado desentenares de estimulaciones utilizando varios métodos de estimulación sin obtener los beneficios obtenidos partir de 1998 variar empresas preocupadas por la situación deciden realizar un método diferentes a los demás para obtener los recobros estimulados, la empresa Slumberguer decide utilizar un lodo de fractura sin polímeros utilizando así un surfatante un fluido lo suficiente viscoelastico que fluyera por las paredes del pozo sin entramparse en las mismo, el éxito de este fue de un 50% que las técnicas convencionales adicionalmente se obtuvo un ahorro de 0.2 MM Bs. por trabajo debido al menor uso del surfatante. los fluidos con espuma libre de polímeros cada vez se encuentran en yacimientos de bajas presiones con presencia de daño en la formación que influye en el decrecimiento de la taza en pozos productores de petróleo.

11


ÍNDICE

12


13


14


15


INTRODUCCIÓN

Los trabajos de estimulación, utilizando la técnica de fracturamiento

hidráulico en el Lago de Maracaibo se remontan a la década de los años 50;

donde se inicia la explotación a gran escala de los pozos correspondientes a

la edad Eoceno. En este largo periodo, se han fracturado centenares de

pozos aplicando diferentes técnicas con resultados satisfactorios. Entre las

técnicas utilizadas se pueden mencionar presentando con pelotas, etapas

múltiples y fractura por entrada limitada.

En la actualidad la experiencia de campo con los pozos fracturados

por estas técnicas han demostrado que algunos pozos no responden con el

potencial esperado, debido al alto contenido de arcillas presentes en la

formación y a las bajas presiones que tienen algunos yacimientos; lo cual

genera retraso en la recuperación de los fluidos convencionales utilizados en

la estimulación, ocasionando de esta manera una merma en la conductividad

efectiva de la zona fracturada.

Por lo tanto en el transcurso del tiempo las técnicas de estimulación

han experimentado mejoras que han ido adaptándose a la realidad de los

yacimientos, así en 1993 se inicio el fracturamiento hidráulico utilizando

fluidos bifásicos (espumas) en pozos cuyas formaciones son heterogéneas

con bajas presiones y altos 'porcentajes de arcillas.

Las fracturas hidráulicas con estos fluidos puede mejorar grandemente

la productividad del pozo decreciendo el daño a la formación. Los residuos

de los fluidos convencionales a base polímeros, no obstante, puede tapar

espacios del empaque del propante, reduciendo la permeabilidad de la

fractura. Este nuevo fluido de fractura ofrece la solución para no usar

16


polímeros. Esta visco elasticidad de los fluidos con espuma requiere un fluido

surfactante con sin rompedores químicos, y todavía limpian mejor que los

fluidos convencionales (Goma guar, HEC, crosslinked) eliminando o

reduciendo el daño con e fin incrementa la productividad del pozo. Debido a

que los fluidos bifásicos se presentaron como una alternativa para solucionar

los problemas a los yacimientos de baja presión y alto contenido de arcilla

fue necesario realizar un análisis que permita conocer todas las propiedades

e características de estos sistemas tal análisis fue realizado a los

yacimientos 8-1-X.O3 y 8-2-X.68 del lago de Maracaibo de la edad de

eoceno frac donde se aplico el fracturamiento con espuma en el año de

1997.

Esta investigación estuvo estructurada en cuatro capítulos.

El primer capítulo, consta de la presentación de la investigación,

plantea y formula el problema, presenta su justificación e importancia,

muestra los objetivos que se quieren alcanzar.

El segundo capítulo, se exponen los antecedentes documentales e

históricos fundamentos teóricos de la investigación, variables de la

investigación, definición de términos básicos.

En el tercer capítulo, se presenta el marco metodológico de la

investigación, describe el tipo de investigación realizada, diseño de la

investigación, población, muestra, técnica de recolección de datos,

instrumentos de recolección de información, procedimientos de la

investigación,

El cuarto capítulo, muestra el análisis de los resultados donde la

información recopilada de manera organizada es interpretada para la síntesis

17


de los resultados obtenidos. Luego se presentan las conclusiones y

recomendaciones.

18


19


CAPITULO I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Dado que la estimulación de pozos concierne directamente con el

mejoramiento de su productividad, o en su caso de su inyectabilidad, su éxito

depende básicamente de las condiciones en que se encuentren los pozos.

Esto obliga a conocer con precisión los parámetros que controlan la

productividad de los pozos antes de decidir si es conveniente o no realizar

una estimulación para mejorar la producción. Estos parámetros que

constituyen el primer paso previo a una estimulación y que influyen en la

productividad son: que existan hidrocarburos, que la formación que los

contenga permita en alguna medida el paso de los mismos a través de las

rocas, que se tenga energía suficiente para propiciar su flujo hacia el pozo.

Las características conjuntas de estas tres condiciones son los

parámetros que controlan la productividad de los pozos y de su conocimiento

preciso se podrán determinar si es conveniente o no realizar una

estimulación.

El segundo paso consiste en proceder a un análisis nodal para

determinar el método de estimulación a aplicarse. Por lo tanto se debe

observar en este análisis los parámetros que pueden modificarse la

permeabilidad, k. U efecto skin, S, si esto es mayor que cero existe la

presencia de daño y si permeabilidad observada es baja ( < 10 md), la

posibilidad de incrementar I considerablemente la productividad es a través

de la estimulación por fracturamiento hidráulico. Así sucedió en los

yacimientos del eoceno frac en el lago de Maracaibo con formaciones

lenticulares y heterogéneas con bajas presiones y alto porcentajes de arcillas

20


que requerían un trabajo de estimulación para una recuperación óptima de

su producción. Pero, debido a que la técnica de fracturamiento hidráulico en

Venezuela se remonta a la década de los años 50; donde se inicia la

explotación a gran escala de los pozos correspondientes a la edad Eoceno

del lago de Maracaibo, por cuanto en este largo periodo, se han fracturado

centenares de pozos aplicando diferentes técnicas con resultados

sastifactorios.

Entre las técnicas utilizadas se pueden mencionar presellado con

pelotas, etapas múltiples y fractura por entrada limitada. La experiencia de

campo con los pozos fracturados por estas técnicas han demostrado que

algunos poros no responden con el potencial esperado, debido al alto

contenido de arcillas presentes en la formación y las bajas presiones

presentes que tienen algunos yacimientos; lo cual genera retraso en la

recuperación de los fluidos convencionales utilizados en la r estimulación,

ocasionando de esta manera una merma en la conductividad efectiva de la

zona fracturada.

Por lo tanto, en el transcurso del tiempo las técnicas de estimulación

han experimentado mejoras que han ido adaptándose a la realidad de los

yacimientos, así en 1993 se inicio en varias empresas petroleras el

fracturamiento hidráulico utilizando sistemas de fracturamiento con

innovaciones tecnológicas para yacimientos heterogéneos con bajas

presiones, altos porcentajes de arenas con presencia de daño dando así

excelentes resultados.

Debido a que los yacimientos B-1-X.O3, B-2-X.68 del eoceno de Lago

de Maracaibo presentan las condiciones de formación antes mencionadas se

decidió la empresa Schlumberger de Venezuela aplicar sistemas de

21


fracturamiento con espuma libres de polímeros desarrollados en 1997 por

Dowell con el fin de incrementar la productividad del pozos completados. Ya

que el fluido de fractura es un componente crítico del tratamiento de

fracturamiento hidráulico. Sus principales funciones son abrir la fractura y

transportar el propante a lo largo de la fractura.

Como consecuencia de estos; las propiedades viscosas del fluido son

consideradas las más importantes. Sin embargo, el éxito del tratamiento del

fracturamiento hidráulico requiere que el fluido tenga algunas otras

propiedades especiales. Adicional a la viscosidad apropiada para la fractura,

debe poseer baja presión de fricción durante el bombeo, buen control del

filtrado, debe quebrarse y limpiarse (fluir a superficie) rápidamente después

de finalizado el tratamiento y debe ser tan económico como sea posible.

Conociendo que el sistema de fracturamiento con espuma utiliza un fluido

bifásico (espumas) para el fracturamiento hidráulico, se interpreta que es una

evolución tecnologías que esta destinado a realizar un trabajo eficaz que

permita solventar los problemas presentados con sistemas de fracturamiento

convencionales en los yacimientos de baja presión heterogéneos con alto

contenidos de arcillas. Su análisis permitirá dar a conocer las propiedades de

estos sistemas de tratamiento con espuma libres de polímeros, que han

permitido ser la alternativa para el fracturamiento hidráulico cuando se

presente condiciones de merma de productividad en yacimientos de baja

presión. Asumiendo los planteamientos anteriores el problema de

investigación se formuló bajo los siguientes términos:

¿El sistema de fracturamiento con espuma libre de polímeros es la

solución para el incremento de producción en yacimientos con baja presión?

22


OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN.

OBJETIVO GENERAL

Analizar el sistema de fracturamiento con espumas libres de

polímeros para yacimientos B-1-X.O3, B-2-X.68 de baja presión

en el lago de Maracaibo.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Determinar a través del fracturamiento hidráulico para pozos de

baja presión.

. Identificar el diseño de fluidos de fractura para los servicios de

estimulación por la empresa Schlumberger.

Describir el sistema de fracturamiento con espuma libre de

polímeros diseñados por Schlumberger.

Comparar el fracturamiento con espuma libre de polímeros con

los métodos convencionales de fracturamiento.

JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN

Los trabajos de estimulación de pozos son una tarea realizadas

diariamente por las empresas petroleras en el país ya que es una manera de

incrementar la productividad de los pozos que poseen una actividad

mermada de producción debido a las condiciones de merma de presiones y

daño a la formación presentes en el subsuelo.

Debido a la importancia de la estimulación de pozos siempre se ha

buscando el mejoramiento de estas operaciones. Por lo tanto como en los

23


trabajos de fracturamiento hidráulico que se han iniciado con técnicas

convencionales desde los años 50 como son el presellados con pelotas,

etapas múltiples y fracturas por entrada limitadas; no han respondido con el

potencial esperado en su aplicación en los yacimientos de baja presión,

causando el retraso de la posterior recuperación de los fluidos y la no

evaluación temprana del pozo, las cuales originan mermas considerables en

la conductividad final de - la zona fracturada ocasionando que el pozo

estimulado no responda con el potencial esperado.

Por lo tanto se introdujo desde el año 1997 en la empresa

Schlumberger los sistemas de fracturamiento hidráulico con espumas libres

de polímeros en cuyas formaciones han presentados mermas en su

productividad debido que las técnicas de Fracturamientos convencionales no

han sido exitosas para el rendimiento optimo en los yacimientos de baja

presión, heterogéneos con altos contenidos de arcillas. Este sistema de

fracturamiento con espumas que ha sido bombeado exitosamente desde

1997 obteniéndose los siguientes beneficios:

Simplifica la logística para operaciones costa afuera como resultado

de la compatibilidad con agua de mar.

Estimula previamente zonas inaccesibles como resultado de baja

viscosidad y excelente transporte del propante Baja pérdida de fricción

resultando en baja fuerza hidráulica y la habilidad de incrementar la tasa de

bombeo en máxima presión de superficie.

Extiende potencial la profundidad con servicios de fractura por Coil

Tubing. No daños en el empaque del propante, resultando en máxima

Debido a los beneficios presentados por estos avances de la tecnología es

24


importante el estudio de este sistema de fracturamiento para dar a conocer la

optimización de los procesos de estimulación por fracturamiento hidráulico

que se han llevado a cabo en el lago de Maracaibo en los últimos años por

las empresas petrolera Schlumberger en Venezuela. Por consiguiente debido

que el lago de Maracaibo es uno de los puntos relevantes de producción de

la industria en el país el estudio de los procesos de estimulación permitirá

explicar porque estos sistemas son eficaces para incrementar el potencial de

productividad en los yacimientos de baja presión con formaciones

heterogéneas y altos porcentajes de arcillas.

DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN

Esta investigación se hizo con recopilación de información obtenida en

la empresa Schlumberger de Venezuela S.A. y a sido delimitada a los

yacimientos B-1-X.03, B-2-X.68 de baja presión, heterogéneos y arcillosos

ubicados en el lago de Maracaibo tomando como muestra los pozos PB-446,

PB-194, PB-592, PB-701 correspondiente al yacimiento B-1-X.03 y LL- 3361,

LL-3369 correspondiente al yacimiento B-2-X.68.

Esta investigación se realizo en un periodo comprendido entre junio

del 2003 hasta septiembre del 2003, Lapso establecido por el Instituto

Universitario de Tecnología de Cabimas

25


26


CAPITULO II

ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN

Boggio, C (1994); realizo un estudio titulado "Técnicas de arenamiento

Controlado" en el IX Congreso Latinoamericano de perforación. Con el

propósito de realizar un examen a la técnica de arenamiento controlado a

pozos que presentaron problemas de sobre desplazamiento del agente de

soporte, incompatibilidad de la formación con el fluido fracturante,

incompatibilidad del fluido de formación con el fluido fracturante, trituración

del agente de soporte y daño a la formación (en la cara de la fractura) por

sólidos en suspensión en "el fluido fracturante. La técnica de arenamiento

controlado (TAC) consiste en crear un punteo con el agente de soporte cerca

del vértice de la fractura en el punto donde se obtiene el largo óptimo de la

fractura. En el momento que se crea el puente, se detiene el crecimiento

longitudinal de la fractura; sin embargo se sigue cumpliendo el principio de

conservación de la masa y por lo tanto esto se convierte en un incremento en

la presión neta dentro de la fractura con un sub secuente crecimiento en el

ancho hidráulico y esto hace que aumente automáticamente la eficiencia del

fluido. La metodología utilizada es de tipo descriptiva, documental porque se

acopla a lo propuesto.

Cristian, A (1994); realizó una investigación Titulada "Evaluación

acerca del fracturamiento con espuma de nitrógeno a través de Coiled

Tubing en pozos horizontales" en el Congreso Latinoamericano de

Perforación. Con el propósito de evaluar la fractura hidráulica en un tramo

cementado la cual contempla; investigar la probable existencia de un seudo

daño en la vinculación del pozo horizontal con la probable fractura

27


transversal al eje del pozo (efecto de estrangulamiento), y la incidencia de la

magnitud del mismo en la merma de la producción; tener una idea de la

relación potencial de la zona con la magnitud del daño. Para estimular la

sección horizontal, fue necesario aislar la parte de filtros, para lo cual se bajó

un tapón de aluminio reperforable fijándose hidráulicamente en 1290 m

(4231.2 ft). Luego se punzo la zona 1257/60 m (4122.96/4132.8 ft), con

cañones, bajando con Tubing y activados con presión, para luego bajar un

packer de 7" y fijar en 941 m (3086.48 ft) (2!). Se ensayó producción

quedando sin entrada. El operador decidió entonces efectuar la fractura

hidráulica, que de acuerdo a estudios previos, se desarrollaría hidráulica, que

de acuerdo a estudios previos, se desarrollaría en dirección perpendicular al

pozo, es decir normal al plano de menor esfuerzo. Utilizando programas

bidimensionales y evaluando el comportamiento de la fractura como si esta

fuese horizontal, se pudo determinar el ancho dinámico y final de la fractura y

de esta forma evaluar el caudal de trabajo, la conductividad en md-ft

adecuada y diseñar en consecuencia la longitud de empaquetamiento. Como

conclusión se obtuvo un incremento de producción sastifactoria de 70 BaPD.

Lisbeth, A. (2001); realizó una investigación titulada "Análisis del

fracturamiento hidráulico de alta permeabilidad en formaciones de roca no

consolidada, yacimiento Bachaquero-02" en el Instituto Universitario

Politécnico Santiago Mariño. El propósito de este trabajo fue definir un rango

de valores para los parámetros geomecánicos de las rocas de edad Mioceno

y correlacionarlos con los valores aportados por las compañías de servicios y

obtener así una determinación confiable de los parámetros a utilizar en el

diseño y operación de la estimulación mediante fracturamiento hidráulico en

el yacimiento Bachaquero 02. Ya que desde hace varias décadas los

yacimientos de edad Mioceno y Eoceno de los Campos Costanero Bolívar

28


han sido explotados el una forma continua su tasa de producción, ha ido

declinando progresivamente y las reservas por recuperarse en muchos de

estos yacimientos han de ser por métodos de recuperación secundaria como

la inyección de fluidos.

Fracturamiento hidráulico en los pozos petroleros, tomando como

referencia un amplio rango de valores en cuanto a los parámetros que

intervienen en el diseño de la fractura, dichos valores son provenientes de

datos de yacimientos de otros países, los cuales luego son extra po lados y

adaptados. Para el estudio se recopilo y se analizo la información necesaria

para determinar los rangos de los parámetros geomecánicos factibles para el

yacimiento en estudio. Tomando en cuenta lo mencionado anteriormente se

estableció como objetivo de este trabajo el análisis y evaluación de 40 pozos

estimulados con la técnica de fracturamiento hidráulico, realizados en el

yacimiento Bachaquero 02. Con el fin de obtener un mejor control del

fracturamiento hidráulico, y con ello mejores resultados en cuanto a volumen

de petróleo recuperado se refieren, menor daño a la formación.

LA ESTIMULACIÓN DE POZOS Y EL DAÑO A LA FORMACIÓN

Definimos según Dowell (1997); Dado que la estimulación de pozos

son las actividades con la finalidad de aumentar la producción o en su caso

de la inyectabilidad, su eficacia va a depender de las condiciones en que se

encuentren los pozos. (P3)

ANÁLISIS NODAL.

Según Dowell (1997); las tres etapas de flujo en que se puede dividir

el sistema completo de producción de pozo son; el flujo de yacimiento al

pozo a través del intervalo terminado; el flujo de los fluidos del fondo del pozo

29


a superficie: y finalmente el flujo de la cabeza del pozo al separador a través

de la línea superficial.

El análisis Nodal permitirá optimizar el sistema para producir lo más

económicamente posible, determina la contribución de cada componente del

sistema y así evitar restricciones inconvenientes al flujo y permitir evaluar el

efecto de los cambios de cualquier componente para incrementar los ritmos

de producción, la energía de presión disponible en el yacimiento se pierde en

cada etapa del sistema de producción, esto es:

Δpt = Δpt + Δpw + Δp1

Donde:

ΔPT :Caída de presión total en el sistema.

ΔPr = Caída de presión en el yacimiento e intervalo abierto a

producción.

30


ΔPw = Caída de presión en el pozo.

ΔPf = Caída de presión en la superficie.

Si se tiene:

Pwf: Presión Estática del Yacimiento.

Pwfs: Presión de fondo fluyendo antes de entrar el fluido al intervalo.

Pwf: Presión de fondo fluyendo en el pozo.

Pth: Presión en la Cabeza del pozo

Psep Presión en el separador.

Entonces:

ΔPr = Pwfs - Pwf

ΔPw= Pwf: - Pth

ΔPT= Pth - Psep

____________________

ΔPT =PWS - PSEP

Como método de estimulación

31


fuente: estimulación de pozos B.J

Sustituyendo Pwfideal en la ecuación se tiene:

En esta ecuación la permeabilidad, k, no debe referirse a la permeabilidad

adsoluta , efectiva ni relativa, si no a una permeabilidad equivalente, efectiva

a los fluidos del yacimiento, función de la heterogeneidad y otros factores

Ecuación que en su forma más sencilla representa las condiciones

reales de flujo del yacimiento al pozo, donde S es matemáticamente

adimensional. Cada uno de los términos de esta ecuación afectará la

productividad del pozo y ciertas acciones pueden tomarse para cambiar

favorablemente estos factores. Debe observarse que los parámetros que

32


pueden modificarse se restringen básicamente a la permeabilidad, k, y al

efecto skin, S. Un valor bajo de permeabilidad o un valor grande del efecto

Skin proporcionarán una baja productividad del pozo.

Con respecto a la permeabilidad, es en lo general poco probable que

se pueda incrementar a valores que permitan tener respuestas

considerablemente en la productividad de los pozos. En estos casos cuando

la permeabilidad es baja « 1 O md), la posibilidad de incrementar

considerablemente la productividad es a través de la estimulación por

fracturamiento en este caso las características del yacimiento permanecen

inalteradas y el mejoramiento de la productividad se da por el cambio de

patrón de flujo de radial circular a lineal hacia una gran superficie dentro del

yacimiento creada por el fracturamiento. Por otra parte, un valor grande de S

en general será consecuencia de un daño causado en la zona vecinal al

pozo, debido principalmente a las operaciones de perforación, cementación y

terminación del mismo.

El análisis de la variación de presión de pruebas de incremento o

decremento, conduce a determinar una presión de fondo fluyendo real,

Pwfideal. Si se considerara una terminación en agujeros descubierto y

inexistencia de alteración alguna en la vecindad del pozo, el valor de la

presión de fondo fluyendo sería y se podría indicar como Pwfideal.

En estas condiciones y como se mostró en la se define una diferencia

de presión entre la Pwfideal y la Pwfreal.

ΔPS= Pwfideal- Pwfreal

33


Van Everdongen y Hurst, relacionaron esta diferencia de presión en

Régimen permanente con el llamado "Efecto Skin", S, donde se tiene la

siguiente:

Esta ecuación en unidades de campo con respecto a los daños a la

formación será la siguiente:

.

El flujo de fluidos desde el radio de drene del pozo, pasando a través

de la zona virgen de la formación y la zona vecina al pozo, generalmente

alterada, y de aquí al intervalo perforado a través de los túneles de las

mismas es decir

Donde:

Caída de presión requerida para mover los fluidos a través de la

formación en la zona no alterada.

Pfd = Caída de presión requerida para mover los fluidos a través de la

zona alterada.

Pt = Caída de presión causada por la turbulencia del fluido al entrar al

pozo seleccionado.

Ppc = Caída de presión asociada con la penetración parcial de la zona

productora y/o el efecto de inclinación relativa de la formación con el eje del

pozo.

34


Pperf = Caída de presión asociada con las perforaciones (penetración.

desfasamiento y densidad. -

Ptp = Caída de presión asociada con el flujo de fluidos a través de los

túneles de las perforaciones.

Para determinar la caída de presión Pr, se requiere registrar la presión

del fondo del pozo y su variación con el tiempo, lo cual se hace con un

registrador adecuado.

Factores:

S = sfd + St +spc + Sperf + Stp

Donde:

Sfd = Factor de daño real de la formación

St = Pseudofactor de daño por turbulencia

Spc = Pseudofactor de daño por terminación

Sperf = Pseudofactor de daño por las perforaciones

Stp = Pseudo factor de daño por los túneles de las perforaciones

Dado que las pruebas de presión permiten obtener el efecto Skin o

factor de daño total S, este valor estará influenciado por el factor de daño

verdadero a la formación y los otros pseudo factores, algunos de los cuales

pueden tomar valores negativos, positivos o ser nulos. Obviamente la

estimulación de pozos sólo concierne con el factor de daño verdadero, Sfd y

pseudo factor por restricciones en los túneles de los disparos. por lo que es

35


de extrema importancia cuantificar los componentes del efecto Skin y así

estimar el efecto de una estimulación dirigida a la remoción del daño

verdadero de la formación en la vecindad del pozo y la eliminación de las

restricciones en los túneles de las perforaciones.

Considerando el sistema típico de flujo de un pozo dado Y suponiendo

que el pozo se encuentra terminando en agujero abierto y que los pseudo

factores de daño son nulos, se tendría un factor de daño S debido

exclusivamente al daño verdadero, por efecto de una zona alrededor del

pozo con una permeabilidad, Kx, diferente a la de la zona virgen de la

formación K.

En estas condiciones considerando el flujo a través de la zona

alterada de radio rx, y presión Px, se tiene:

a) Si Kx = K

si kx k

Combinando estas ecuaciones con estas ecuaciones se demuestra

que:

De aquí puede observarse que:

a) Si kx < k, S> O, el pozo está dañado

36


b) Si kx =, S = O, el pozo no tiene daño

c) Si Kx > k, S < O, el pozo fue estimulado

Efecto del daño

Según Dowell (1997), Con la finalidad de evaluar en forma teórica y

cuantitativa los efectos de los daños susceptibles de removerse a través de

Estabilizador de temperatura:

Los estabilizadores de temperatura son utilizados para prevenir"

degradación de los fluidos de fractura base agua a temperaturas mayores a

200 "F. La estabilidad térmica de los fluidos de los fluidos de fractura

depende de lo siguiente:

Estabilidad de polímero la estimulación matricial (restricciones en los

túneles de las perforaciones y daño verdadero en al formación), en principio

considérese un pozo en un yacimiento que no presenta ningún tipo de daño;

es decir, supóngase que S = O. En estas condiciones se puede estimar el

potencial ideal y natural del pozo..

En unidades de campo esta ecuación es:

Para aceite:

qs = O.OOO704koh(Pws- -Pwf ideal)) Bo.uoTúl(re/ nt')

Para gas:

Qs = O.OOO704kgh(Pws" -Aif'de Bo.ugTL11(re/ nt')

37


Para agua (caso de pozo inyector):

q.. = O.OO7082k"h(P»f'de,,/ -At's) Bw JWúl(re / rw)

Donde:

qo: Gasto de producción de aceite (BPD)

qg: Gasto de producción de gas (PCD) 7PSI, 60 f) qw: = Gastos de

producción de agua (BPD)

Ko, kg, Kw: Permeabilidad al aceite, al gas y al agua,

respectivamente(md) h : Espesor neto productor o inyector (pie) Pws :

Presión del yacimiento (psi)

Pwfideal Presión de fondo fluyendo (o inyectando) (psi)

Bo, Bw: Factor volumen de aceite yagua, respectivamente

(adimensional) lwo,wg,ww: Viscosidad del aceite, gas yagua,

respectivamente (cp) re : Radio de drene del pozo (pie)

r w: Radio del pozo (agujero) (pie)

Z: Factor de comprensibilidad del gas (@Q Pwf, T) (adim)

El túnel de la perforación se logra por la detonación de cargas

explosivas que generan presiones altísimas y que lanzan un jet a velocidad

de 15,000 a 3º,000 pie/seg este impacto hace que se perfore la tubería de

revestimiento, el cemento y llegue hasta la formación la cual se compacta

alternando sus características físicas y propiciando el inicio de los problemas

asociados con la restricción del flujo a través de las perforaciones

38


Origen del daño a la formación

Según Dowell (1997), Estudios de laboratorio y de campo indican que

la mayor parte de las operaciones que se realizan para la consecución de un

pozo, originan una fuente potencial de daño a la productividad del pozo.

El daño a la formación puede ser causado por procesos simples o

complejos, presentándose en cualquiera de las etapas de la vida de un pozo

en estudio.

El proceso dinámico de la perforación constituye el primer y más

importante origen del daño, el cual puede verse agravado durante la

cementación de tuberías de revestimiento, en las operaciones de terminación

o reparaciones de pozos, e inclusive por las operaciones mismas de

estimulación.

En estas intervenciones a los pozos la fuente del daño la propicia el

contacto e invasión de materiales en la formación prospectivas del pozo.

39


Durante el proceso natural de producción de los pozos, puede

originarse también el daño, al alterarse las características originales de los

fluidos del yacimiento o las de los minerales que constituyen la roca de la

formación correspondiente.

La investigación y diagnostico de las causas específicas que producen

el daño, son básica para prevenirlo o para removerlo. La remoción del daño

ocurrido en una formación resulta en lo general difícil y costoso, por lo que su

prevención o por lo menos su minimización debe ser el enfoque principal con

el que se planee cualquier operación en un pozo.

OPERACIONES DURANTE LAS CUALES SE PRODUCE EL DAÑO

Perforación.

Desde que la barrena entra a la zona productora hasta que se

alcanza la profundidad total del pozo, esta zona está expuesta a Iodos de

perforación y operaciones diversas, que afectarán fuertemente la capacidad

de producción del pozo.

Cuando se perfora a través de la zona productora, la calidad del fluido

de control y presión diferencial ejercida contra la formación son crítica. El

daño y su efecto en la productividad del pozo resultan de la interacción del

filtrado del Iodo con los fluidos y minerales que contiene la roca y de la

invasión de sólidos tanto del propio fluido de perforación como de los

recortes de la barrena. El Iodo de perforación contiene entre otros materiales

de arcillas, agentes densifican tez y aditivos químicos, todos ellos

potencialmente dañinos. La invasión de estos materiales depende de la

efectividad del control de pérdida del filtrado y tamaño relativo de los sólidos

y los poros de la formación. Esta invasión puede variar de pocas pulgadas a

40


varios pies. Adicionalmente la acción escardadora de la barrena y de los

estabilizadores puede sellar los poros o fisuras presentes en la pared del

pozo.

Cementación.

Durante la cementación de tubería de revestimiento, al bajar ésta

puede causarse una presión diferencial adicional contra las zonas

productoras, comprimiendo el enjarre y aumentando las posibilidades de

pérdidas de fluidos. Las lechadas de cemento también producen un alto

filtrado y los propios sólidos pueden invadir la formación. Los fluidos

lavadores y espaciadores, y otros productos químicas contenidos en la

propia lechada de cemento, utilizados normalmente durante la cementación,

puede ser fuentes potenciales de daño a la formación. Los filtrados de

lechadas con PH elevado, son particularmente dañinos en formaciones

arcillosas, adicional mente al entrar en contacto con salmueras de la

formación de alta concentración de calcio, pueden provocar precipitaciones

de sales.

Terminación.

Durante la terminación del pozo se llevan a cabo varias operaciones,

como son: control, recementaciones, limpiezas del pozo, asentamiento del

aparejo de producción, perforación del intervalo a explotar e inducción del

pozo a producción.

El control del pozo y al recementación de tubería propicia la inyección

forzada de fluidos y sólidos. Si el asentamiento del aparejo de producción se

41


lleva a cabo después de haber sido perforado el intervalo de interés, pueden

ocurrir pérdidas del fluido de control, agravándose si este fluido contiene

sólidos.

Durante la perforación del intervalo debe preocuparse en general un

fluido de control limpio (libre de sólidos), y una presión diferencial a favor de

formación. Aún con estas preocupaciones, los túneles de las perforaciones

quedan empacados con detritos de las propias cargas explosivas, de la

tubería de revestimiento del cemento y la propia formación. Adicionalmente

la zona de la roca alrededor de los túneles de las perforaciones es

compactada y esencialmente adquiere una permeabilidad nula. Por ambas

razones las perforaciones pueden ser completamente bloqueadas.

Durante la limpieza e inducción del pozo pueden perderse fluidos y

sólidos que invaden la formación ocasionando también su daño. En

terminaciones especiales para el control de arena, los empacamientos de

arena pueden quedar dañados por colocación deficiente, dejando espacios

vacíos entre la formación y el cedazo, contaminación de la grava por

incompleta limpieza antes de su colocación o mal diseño de granulometría de

la grava o de la apertura del cedazo.

Estimulación.

La estimulación de pozos debe ser cuidadosamente diseñada para

evitar que los fluidos de tratamientos inyectados contra formación, puedan

dejar residuos por precipitaciones secundarias o incompatibilidades con los

fluidos de formación. Obviamente estos efectos causarán daños difíciles de

remover y en ocasiones permanentes. Los fluidos ácidos de estimulación son

de las fuentes de mayor potencialidad de daño. Una selección inapropiada

42


del fluido de estimulación, o el no tomar en cuenta las condiciones de los

pozos en los que se realiza una estimulación, puede llevar a daños severos y

en ocasiones permanentes. Al inyectar un ácido, estos productos

compuestos de fierro, vuelven a precipitarse en la roca. Asimismo los fluidos

de estimulación llevan productos químicos (ácidos, surfactantes, etc.), que

pueden cambiar la mojabilidad de la roca, crear emulsiones, reaccionar con

el aceite del yacimiento formando Iodos asfálticos, desconsolidar la roca,

causar precipitaciones indeseables.

Limpieza.

Normalmente se usan solventes y productos químicos para remover

materiales diversos (parafinas, asfáltenos) Estos fluidos son circulados y

entran en contacto con la zona productora pudiendo alterar las condiciones

de mojabilidad de la roca o propiciar daños por incompatibilidad. A veces se

usan escariadores y fluidos para limpiar el pozo, si los residuos de esta

operación circulan hacia el fondo y logran penetrar la formación, es también

factible s taponamiento.

Reparación de pozos.

El daño durante estas operaciones es originado por las mismas

causas que intervienen al terminar los pozos. El exceso de presión

diferencial contra las zonas productoras puede ocasionar pérdidas de

circulación, el filtrado de fluidos incompatibles con el yacimiento producirá

daño, etc.

Producción.

43


Los intervalos disparados son susceptibles de ser taponados pero

sólidos (arcillas y otros finos) que emigran de la formación al ser arrastrados

por el flujo de fluidos al pozo; en formaciones de arenas poco consolidadas

este problema es mayo. Si el yacimiento está desprecio nado, será mucho

más fácil dañar la formación con estos sólidos.

Durante la producción de un pozo puede originarse cambios en la

estabilidad de los fluidos producidos, pudiéndose propiciar precipitaciones

orgánicas (asfáltennos y/o parafinas) o inorgánicas (sales) con el

consecuente obturamiento del espacio poroso y el daño a la formación.

Asimismo en pozos de gas pueden ocurrir fenómenos de

condensación retrógrada que ocasionan bloqueos de líquidos en la vecindad

del pozo.

En ocasiones es necesario usar productos químicos para inhibir

precipitaciones o corrosión, su efecto puede alterar las condiciones de

mojabilidad de la roca en forma desfavorable.

Inyección de agua.

Generalmente se ocasiona daño en estos casos cuando el agua no

está tratada apropiadamente, pudiendo contener sólidos por uso inadecuado

de los filtros, por el contenido de sales no compatibles con el agua de

formación, por acarreo de finos de la misma formación, por incompatibilidad

con las arcillas, por bacterias, por geles residuales en la inyección de

polímeros, etc.

Inyección de gas.

44


El gas generalmente alcanza flujo turbulento en todas las instalaciones

antes de llegar al intervalo abierto, esto ocasiona un efecto de barrido de

grasa para roscas, escamas de corrosión u tros sólidos que taponarán los

poros del yacimiento. Asimismo el gas inyectado puede acarrear productos

químicos, residuos de lubricante de las compresoras u otros materiales, todo

lo cual reduce la permeabilidad al gas y su inyectividad.

Mecanismo de daño.

Según BJ (1997, p 12-14); Considerando la forma más simple de la ley

de Darcy para flujo radial:

Se aprecia que la disminución de producción depende básicamente de

una reducción en la permeabilidad de la formación a los fluidos, o de un

incremento en la viscosidad de los mismos. Como mencionó anteriormente la

permeabilidad, k, refiere a una permeabilidad equivalente efectiva a los

fluidos del yacimiento. Esta depende de la heterogeneidad de la formación,

de la permeabilidad absoluta de la misma y la permeabilidad efectiva a los

fluidos.

En un sistema de flujo radial, como se observó anteriormente,

cualquier reducción "en la permeabilidad alrededor de la pared del pozo

resulta en una considerable reducción en su productividad (o inyectividad).

En una situación de flujo lineal, como es el caso de una fractura inducida, un

daño en la cara de la fractura es menos grave debido a la gran área de flujo;

esto no implica que un obturamiento severo de la pared de la fractura o de la

45


misma fractura implique una considerable pérdida de productividad o

inyectividad. Los mecanismos que inciden en el daño a una formación, son:

- Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación, originada por

un obturamiento de los espacios vacíos interconectados (canales

porosos) o fisuras de la roca.

- Reducción de la permeabilidad relativa a los fluidos de la formación,

resultado de una alteración-de las saturaciones de fluidos o de un

cambio de mojabilidad de la roca.

- Aumento de viscosidad de los fluidos del yacimiento propiciado por la

formación de emulsiones o alteración de los fluidos de yacimiento.

Reducción de la permeabilidad absoluta de la formación

Una roca reduce o pierde su permeabilidad absoluta cuando existe

una disminución del espacio vació libre al flujo de fluidos. Esto puede

presentarse únicamente por partículas sólidas depositadas en tales espacios

o al aumento del volumen del material sólido que compone la roca.

Dependiendo de su tamaño, las partículas sólidas pueden invadir los

conductos porosos quedándose atrapadas en los poros, en sus

interconexiones o en fisuras naturales o inducidas. Estas partículas sólidas

pueden prevenir de los fluidos de control, de las lechadas de cemento, de los

recortes de barrena, o estar presentes en la propia formación.

También los sólidos pueden crearse por precipitaciones secundarias,

reacciones de los propios fluidos de la formación, o incompatibilidad de los

fluidos extraños con minerales que constituyen la roca o con sus fluidos.

Además, también puede ocasionarse reducción del espacio vacío de los

46


conductos porosos, por el aumento de volumen de los minerales contenidos

en la propia formación, como es el caso de hinchamiento de arcillas

presentes.

Modelo de medio poroso con tubos capilares

Reducción de la permeabilidad relativa.

Esta reducción puede ser ocasionada por el incremento de la

saturación de agua cerca de la pared del pozo, como resultado de una alta

invasión de filtrado o simplemente por la conificación o digitación del agua de

formación. La reducción en la permeabilidad relativa a los hidrocarburos, y

consecuentemente de la productividad del pozo, depende del incremento en

la reducción en la permeabilidad relativa a los hidrocarburos y consecuentes

de la producción del pozo, depende del incremento en la saturación de agua

y del radio de invasión. Si el filtrado contiene surfactantes usados en los

47


fluidos de perforación, cementación, terminación o reparación, se puede

cambiar la mojabilidad de la roca, como resultado se reduce la permeabilidad

relativa al aceite. La geometría de los poros, asociada con el área superficial,

afecta a los cambios de permeabilidad relativa; al disminuir el volumen de los

poros con las partículas transportadas dentro del yacimiento, se aumenta su

área superficial, por lo tanto las posibilidades de aumentar la permeabilidad

relativa al agua, aumentan con incremento de la saturación de agua, dejando

menor espacio disponible para el flujo de aceite. En pruebas de laboratorio,

se ha experimentado y se ha encontrado que cuando aumenta el área

superficial es más difícil de reducir la saturación de agua.

En lo general en forma natural, las rocas se encuentran mojadas por

agua, un cambio en "esta condición natural puede resultar de la acción de

agentes activos de superficie llevados por los fluidos de perforación,

cementación, terminación, reparación, limpieza y estimulación. Una

reducción en la permeabilidad relativa al aceite puede ser del orden de 60%

en un medio mojado por aceite; mayores porcentajes de reducción se han

encontrado en rocas de más baja permeabilidad.

Alteración de la viscosidad de los fluidos de yacimiento.

Este fenómeno puede ocurrir debido a incompatibilidad de los fluidos

que invaden la roca con los fluidos de formación pudiéndose crear

emulsiones estables. La reducción de productividad dependerá de la

viscosidad de la emulsión y del radio del área afectada.

Las emulsiones de agua en aceite son más viscosas que las

emulsiones de aceite en agua. Las emulsiones se forman cuando el filtrado

inyectado hacia la formación se mezcla con los fluidos contenidos en ésta.

48


Los surfactantes en unión con sólidos (finos)tales como las arcillas de

formación o del fluidote perforación o partículas sólidos de hidrocarburos,

tienen la tendencia a estabilizar estas emulsiones.

También la mojabilidad del yacimiento y de las partículas

transportadas son factores importantes para la estabilidad de la emulsión, y

de éstas también depende la fase continua de dicha emulsiones. Los finos

mojados por agua reducen la tendencia a la estabilidad de la emulsión. Las

formaciones mojadas por aceite, tienden a formar emulsiones más estables y

de viscosidad más altas que las mojadas por agua. Adicionalmente cuando

los hidrocarburos son producidos, los cambios de presión y temperatura al

dirigirse estos al pozo pueden ocasionar cambios en su constitución, por

pérdida de ligeros o precipitación de material parafínico o asfáltico. .

Esto promoverá una mayor viscosidad de los fluidos además de ka

propensión a formar emulsione y verdaderos depósitos semisólidos alrededor

de la pared del pozo.

TIPOS DE DAÑO

Según BJ (1997), los daños son los siguientes:

Daños Por Invasión De Fluidos

La principal fuente de daño a la formación es el contacto de ésta con

fluidos extraños. Los fluidos más comunes son: el fluido de perforación, los

de cementación, el fluido de terminación o reparación así como también los.

Fluidos de limpieza y estimulación. El radio de invasión de un fluido en la

formación, depende del volumen perdido, de la porosidad y permeabilidad de

la formación y de su interacción con los fluidos contenidos en la formación o

49


con los componentes mineralógicos de la roca. En ausencia de estos dos

últimos efectos, un mismo volumen de fluido perdido tendrá mayor

penetración en la formación en zonas de baja porosidad que en las zonas de

alta porosidad. (p 1-4- 3)

La penetración de fluidos extraños a la formación comúnmente es de 2

pies, aún cuando en algunos casos puede llegar hasta 10 pies o más. la

severidad del daño que ocurre por la invasión de fluidos depende de la

composición y sensibilidad de la formación presente en el yacimiento en

cuestión. La fuente principal de daño a la formación por invasión de fluidos

es la propia perforación del pozo.

El lodo de perforación forma un enjarre en las paredes del pozo,'

debido precisamente al filtrado de fluidos. Este filtrado " continúa aún cuando

él enjarre ya está formado, con una velocidad mucho más baja. El volumen

de filtrado y consecuentemente su penetración en la formación, depende en

gran medida del tipo de Iodo, el tiempo de exposición y la presión diferencial.

En forma similar se tiene la invasión de fluidos al cementar, reparar,

estimular, o en procesos de inyección de agua. El daño ocasionado por estos

fluidos, es función de la composición de los mismos y de los minerales de la

formación. La invasión de fluidos en la formación causa los siguientes daños

causa los daños:

Daño por Arcillas.

Aún cuando en la naturaleza se conocen más de 2,000 minerales que

componen las rocas, la mayoría de ellos puede describirse adecuadamente

por sólo unos cuantos minerales.

50


Los minerales más comunes que componen las principales

formaciones sedimentarias productoras de hidrocarburos, incluyendo

contenido promedio por tipos de rocas y composición química. , el cuarzo y

los silicatos (feldespatos, micas y arcillas) son los componentes principales

de las arenas y areniscas, así como los carbonatos constituyen los

principales minerales de calizas y dolomitas. En lo general, la mayor parte de

las formaciones productoras de hidrocarburos contienen en mayor o menor

cantidad de arcillas. Estos minerales son potencialmente factores de daño

por su alta sensibilidad a fluidos acuosos, lo que provoca su hinchamiento

y/o migración.

Las arcillas presentes en las rocas productores de hidrocarburos,

provienen en lo general de dos tipos de procesos. El primero es un proceso

mecánico en el cual las arcillas ocurren en el depósito simultáneamente con

los otros minerales q' conforman la roca, partículas que pueden formar parte

de los clásticos de la roca o rellenan los espacios entre los mismos. Entre

más pequeñas sean las partículas, la relación área volumen es mayor, lo

cual las hace propensas al ataque químico, sobre todo del agua de

formación. Este tipo de arcillas al encontrarse principalmente en el sistema

poroso o en las fisuras, por donde se tiene el flujo de fluidos, constituye una

condición especial para entrar fácilmente en contacto con los fluidos de

invasión. En función de los diferentes arreglos de las láminas se basan los

cuatro grupos de arcillas, que son; Caolinita, 'lita, Smectita y Clorita. E.

Caolinita

Esta arcilla consiste de un arreglo de una lámina tetraedral y una

lámina octaedral. Este conjunto constituye una capa de arcilla que tiene

aproximadamente 7 A de espesor. Las diferentes capas están unidas debido

51


a la proximidad de los iones de hidroxilos de la lámina octaedral y de los

iones de oxígeno de la tetraedral. Los hidrógenos de los grupos hidroxilos

están unidos con los oxígenos de las laminas octaedrales, siendo una unión

generalmente.

Fuente: halliburton, estimulación de pozos

Hhita.

Esta arcilla está constituida de arreglos de una lámina ocedral entre

dos láminas tetraedrales. (Ver Anexo). Estas tres láminas forman una capa

de arcilla de aproximadamente 10 A de espesor. La ilita tiene cuando mucho

la mitad de aluminio sustituyendo a la sílice de la lámina tetraedral.

Aproximadamente % partes de los cationes de la lámina octaedral son

aluminio, menos cantidad de iones fierro están presentes y aproximadamente

52


1/8 de los iones es divalentes. Esto resulta en una carga negativa de arreglo,

la cual es balanceada por el catión potasio entre las capas, haciendo una

fuerte ligadura entre ellas (ligadura iónica. A causa de esto, el ión potasio en

la illita no se remueve fácilmente por otros iones en el agua, lo cual hace que

la arcilla no se hinche.

Smectita.

El arreglo de esta arcilla es igual al de la arcilla tipo illita (Ver Anexo),

sólo que ésta es caracteristizada por la presencia de cationes de pobre

ligadura y de agua o moléculas orgánicas polares. Las sustituciones resultan

en un déficit de cargas, el cual es balanceado por cationes que pueden ser

sodio, calcio, hidrógeno, fierro y aluminio, resultando en una amplitud

variable entre las capas.

Clorita

Este mineral consiste de un arreglo de una lámina octaedral entre dos

láminas tetraedrales más una octaedral entre cada capa. Las capas están

unidas por láminas octaedrales. Esto forma una unidad de 14A con ligaduras

del tipo iónico por lo que la clorita no procede a expandirse Existen otros

tipos de arcilla, entre las que más comúnmente se encuentra la mezcla de

los tipos anteriores arregladas generalmente al azar. Adicionalmente la

naturaleza se presenta otras arcillas con menor ocurrencia como son la

Verniculita, la Atapulgita.

Las propiedades físicas y químicas de las arcillas

son gobernadas por su estructura. Las primeras resultan

principalmente del tipo de unión de las capas. Para la Caolinita, clorita e Illita,

53


esta unión es lo suficientemente fuerte, por lo que no son reemplazables los

cationes entre las capas, y las moléculas de agua no pueden entrar, por lo

que no son hinchables. En el caso de Smectita, los cationes entre las capas

son intercambiables y pueden ser hidratados fácilmente, causando que este

espacio pueda ser mayor, resultado en el hinchamiento de la arcilla. Debido

a su estructura, las arcillas tienen una altísima relación área volumen, lo cual

las hace propensas a reaccionar muy rápidamente con fluidos extraños. La

más importante propiedad de las arcillas, es su capacidad de intercambio

catiónico, que es definida como habilidad que tiene este mineral para

absorber cationes en sus caras o aristas. Usualmente se da en términos del

peso (como. Mili equivalente de hidrógeno) adsorbido por 100 gramos de

material. Entre mayor sea el valor de esta capacidad, mayor será su

inestabilidad.

Ligadura de arcilla con Na y Ca

Fuente: halliburton, estimulación de pozos.

54


Arcillas y cationes

Fuente: Halliburton, estimulación de pozos

La estabilidad de los cationes intercambiables depende grandemente

del tipo de catión, así por ejemplo el tipo de catión Calcio (Ca++), mas

fácilmente reemplazará al catión Sodio (Na++), (Fig N 13. En general el

orden de reemplazamiento de los cationes, para todas las arcillas es una

función de las valencias; es decir, los cationes monovalentes son más

fácilmente reemplazados por cationes. divalentes, los cuales a su vez son

reemplazados por cationes trivalentes. El hidrógeno constituye la excepción

de la regla, siendo más difícil reemplazarlo que los cationes trivalentes.

55


Fuente: halliburton, estimulación de pozos

Daño por bloqueo de agua.

La invasión de los fluidos base agua propicia que localmente en la

vecindad del pozo se promueve una alta saturación de la misma, con la

consecuente disminución de la permeabilidad relativa a los hidrocarburos. El

bloqueo de agua no debe considerarse el mismo daño que el hinchamiento

de arcillas, aún cuando los dos pueden ocurrir simultáneamente. Este

bloqueo se ve favorecido por la presencia en el sistema poroso de arcillas

como illita, ya que su forma propicia una mayor área mojada por agua,

incrementando la adsorción de ésta a las paredes de los poros y por ende

aumentando las fuerzas retentivas en la formación.

56


Daño por bloqueo de aceite.

Cualquier fluido base aceite que invada yacimientos de gas,

especialmente en zonas de baja permeabilidad, causarán reducciones

considerables en la permeabilidad relativa del gas. Este problema es más

grave que en el caso de bloqueo de agua, dado la mayor viscosidad del

fluido que invade la formación.

Daño por bloqueos de emulsiones.

La invasión de fluidos, ya sean filtrados de Iodos de perforación, o de

las lechadas de cemento, o fluidos de terminación, reparación o estimulación,

pueden ínter mezclarse con los fluidos contenidos en la formación pudiendo

formar emulsiones. Estas emulsiones tienen alta viscosidad, particularmente

las emulsiones de agua en aceite. Filtrados con alto pH de Iodos o lechadas

de cemento o fluidos ácidos pueden emulsificarse con aceites de formación.

Asimismo filtrados de hidrocarburos de Iodos base aceite o fluidos de

estimulación pueden formar emulsiones con salmueras de formación. Estas

emulsiones si no son estables no generan daños a la formación. Sin

embargo algunas emulsiones son estables por la presencia de agentes

activos de superficie (surfactantes, contenidos en los fluidos de invasión o en

los yacimientos. Adicionalmente la presencia de partículas finas y otros

sólidos coadyuva a la estabilidad de las emulsiones

Daño por cambios de mojabilidad.

Está comprobado que un medio poroso mojado por agua facilita del

Aceite. Los fluidos que invaden la formación pueden tener a dejar la roca

57


mojada de aceite, lo cual redunda en una disminución en la permeabilidad

relativa al mismo. Esto es causado generalmente por surfactantes de tipos

catiónicos o no iónicos contenidos en los fluidos de perforación,

cementación, terminación, limpieza y estimulación. Este efecto produce una

reducción en la permeabilidad relativa a los hidrocarburos, hasta en un 50%,

pudiendo ser mayor en las rocas de más baja permeabilidad.

Daño por película o membranas interfaciales.

Como se indicó previamente, la invasión de fluidos pueden ocasionar

emulsiones al dispersarse un líquido inmiscible en otro. Surfactantes,

partículas finas, presencia de un material asfáltico y la propia salmuera de la

formación o agua salada de fluido de invasión, pueden causar membranas

rígidas en las interfaces aceite-agua y causar el obturamiento severo de la

formación. Estas películas son altamente resistentes y en general difíciles de

remover.

Daño por precipitación secundaria.

La invasión a la formación de fluidos incompatibles que contienen

iones solubles que reaccionan y precipitan sólidos, cuando se mezclan con

agua de la formación, conduce al obturamiento de los canales porosos por

partículas sólidas precipitadas que puede llegar a ser significante sí las

Concentraciones de iones incompatibles son altas. En otros casos durante

un tratamiento con ácido a la formación óxidos y sulfuros de fierro pueden

ser disueltos y el fierro solubilizado en agua es acarreado a la matriz de la

formación. Al gastarse el ácido a pH superiores a 4, el fierro puede

precipitarse como un gel de hidróxido de fierro dañando la permeabilidad de

la formación.

58


Otro precipitado secundario que se puede generar al contacto de

ácidos y algunos aceites de formación con alto contenido de material

asfáltico, son los Iodos asfálticos. Este material es altamente viscoso y

prácticamente no removible del medio poroso, causando uno de los más

severos daños a la formación.

Daño por invasión de sólidos.

Uno de los más comunes tipos de daño se debe al obturamiento del

sistema poroso causado por los componentes sólidos de los fluidos de

perforación, cementación, terminación, reparación o estimulación.

Estos materiales sólidos están constituidos por arcillas, barila, recortes

de la barrena, agentes de pérdida, etc. Estas partículas son forzadas a través

del camino tortuoso de los poros de la roca, pudiendo puntearse en las

restricciones cuando su tamaño es mayor a 1/3 del tamaño del área libre al

flujo.

El proceso de formación de enjarrarse del Iodo de perforación se debe

a este fenómeno de punteamiento. El punteamiento causas un obturamiento

parcial o total al flujo de los fluidos, y en consecuencia, un severo daño a la

permeabilidad de la roca pudiendo reducirla en un 90% o más. Este daño en

Lo general está limitado a unos cuantos centímetros de la pared del pozo,

profundidad que dependerá principalmente del tamaño relativo de las

partículas y los poros.

Los sólidos que invaden la formación son partículas pequeñas como

arcillas, óxidos, reprecepitarse de sólidos dentro de la formación, pueden

tener penetraciones más profundas sobre todo en formaciones más

permeables, ocasionando obturamiento más difíciles de remover.

59


Aún más, la bentonita del Iodo de perforación se puede perder y

penetrar considerablemente en la formación y dado que continúa

hidratándose aún después de 24 horas se hinchará en los poros de la

formación, obturándolos y eliminando la permeabilidad.

Adicionalmente las pérdidas de volúmenes considerables del Iodo de

perforación u otros fluidos sucios, a través de fisuras, cavernas o fracturas

inducidas, propician invasión considerable de sólidos a la formación, siempre

difíciles de remover.

Daño asociado con la producción.

Como ya fue mencionado, la producción de los pozos propicia

cambios de presión y temperaturas en- o cerca de la pared del pozo. Estos

cambios pueden conducir a un desequilibrio de los fluidos agua, aceite y/o

gas, con la consecuente precipitación y depósitos de sólidos orgánicos

(asfáltenos o parafinas) y/o sólidos inorgánicos (sales. Obviamente estos

depósitos generan obturamientos de los canales porosos y el consecuente

daño a la formación. En algunos pozos productores de gas húmedo, los

cambios en presión y temperaturas pueden originar condensación

retrógrada, con la

invasión de líquidos en el medio porosos y por ende una reducción de

la permeabilidad relativa al gas.

Otra fuente común de daño asociado con el flujo de los fluidos de la

formación al pozo es la migración de los finos (silicatos principalmente),

sobre todo en formaciones poco consolidadas o mal cementadas; esto

propicia el obturamiento de los canales porosos conduciendo al daño de la

formación. Este daño generalmente se localiza en la formación cercana a la

60


pared del pozo y en los túneles de los disparos. Otro tipo de daño asociado

con la producción es el bloqueo de agua o gas por su canalización o

conificación. Esto reducirá la producción de aceite, e incluso llega al grado de

dejar de fluir.

MECANISMOS DE DISPERSIÓN E HINCHAMIENTO DE ARCILLAS.

Las arcillas tienen en sus superficies cargas negativas balanceadas

por los cationes, que actúan por atracción electrostática hacia las partículas

cargadas negativamente, a su vez se produce una repulsión entre cationes.

Esto resulta en una distribución de cationes muy concentrada en la superficie

de las partículas y más difusa a medida que se aleja de la misma La

Atracción de cationes hacia la partícula depende de la densidad total de

carga de la misma y de la carga efectiva de los cationes. Las fuerzas de

difusión son fuertemente afectadas por la concentración y tipo de iones en la

solución, por lo que en presencia del agua destilada se tendrá mayor difusión

si los iones son monovalentes que si son divalentes; todo lo cual hace a las

arcillas más expansibles.

Cuando dos partículas de arcilla se aproximan, la interacción entres

sus cationes intercambiables tiende a mantenerlas separadas, además si se

ponen en agua destilada, se crea una expansión y un aumento de las fuerzas

de repulsión que tienden a separarlas más. En el caso de cationes

intercambiables divalentes, la difusión será menor produciéndose menor

separación que en el caso de cationes monovalentes. La hidratación de

catión intercambiable es responsable del hinchamiento de la Smectita. Por

ejemplo aunque el radio iónico del calcio, Ca++ es más pequeño que el del

61


potasio, K+, en un estado hidratado, el radio iónico del calcio Ca++ es más

grande que el del potasio K+, produciéndose un incremento de espesor de la

arcilla.

PROPIEDADES FÍSICAS Y QUÍMICAS DE LAS ARCILLAS.

Como se ha apuntado anteriormente, los minerales de arcilla causan

problemas de daño a la formación al reducirse la permeabilidad dada su

tendencia a hincharse, dispersarse y migrar a través del medio poroso,

también son altamente sensitivas a fluidos acuosos y adicional mente por su

gran relación área a volumen, incrementan la saturación irreductibles de

agua, pudiendo alterar la respuesta de los registros eléctricos obtenidos en el

pozo.

Dados estos efectos, los fluidos de perforación, cementación,

terminación, reparación, estimulación, etc., deben ser diseñados tomando en

cuenta el tipo arcilla contenida en la zona productora.

La caolinita es una de las arcillas más frecuentemente encontradas en

las formaciones productoras de hidrocarburos y dado que es un aluminio-

silicato hidratado, es muy estable desde el punto de vista químico,

reaccionando como ácidos en forma similar a como reacciona el cuarzo. Al

observarse al microscopio electrónico como un conjunto de juegos de

barajas arregladas al azar.

Esta arcilla es la de mayor tamaño y generalmente se presentan sus

aristas unidas en agregados compactos.

Si estos cristales son dispersados y se integran al fluido en

movimiento, migrarán y tendrán suspensión a puntearse en las gargantas de

62


los poros, actuando como "Válvulas check". Asimismo si existe turbulencia de

fluidos al acercarse al pozo su débil unión hace también que la caolinita se

incorpore al fluido ocasionando problemas de migración.

En el caso minera Illita su forma parecida a agujas o conjunto de

cabellos, genera un gran volumen de microporosida, lo cual incrementa

grandemente las fuerzas capilares retentivas en los poros, resultando en una

alta saturación irreducible de agua y en consecuencia una baja

permeabilidad al gas o al aceite, La Illita puede también ser alterada

produciéndose su dispersión y posterior migración.

En la clorita, crea un micro porosidad con las mismas consecuencias

señaladas para el caso de la Illita. Dado que la clorita contiene altas

cantidades de fierro y magnesio, muestra gran sensibilidad al ácido yaguas

oxigenadas. El ácido las disuelve rápidamente y el fierro tenderá a

reprecipitarse como un hidróxido férrico gelatinoso cuando el ácido se gasta.

Este hidróxido férrico (Fe (OH)3. es viscoso y difícilmente pasa a través de

los conductos.

El grupo de arcillas Smectita, conocidas también por su mineral más

abundante como montmorillonita, estructural mente presentan uniones

débiles entre sus capas, propiciando que cantidades variables de agua

puedan entrar éstas, causando su hinchamiento. Este tipo de arcillas

presenta el mayor problema de daño, ya que es extremadamente sensitiva al

agua, pudiendo desintegrarse la formación, además de que son fácilmente

desprendidas de la pared de los poros dispersándose y migrando, adicional

mente su relación área a volumen resulta en una alta saturación de agua

irreductible.

63


Estas características deben tomarse en cuenta ya que pozos

potencialmente productivos pueden ser taponados, tanto por el alto daño que

se produce a la formación como por la alta saturación de agua determinada

por registros, que permiten deducir situaciones de invasión de agua. Esto es

más crítico cuando se invade con agua dulce, ya que smectitas con alto

contenido de sodio pueden hincharse de 6 a 10 veces su volumen original.

Finalmente el comportamiento de la mezcla de las arcillas, depende

del tipo de arcillas que las componen, encontrándose mezclas de caolinitas-

illitas, illitaclorita, clorita-montmorillonita y montmorillonitaillita entre otras.

Dispersión y migración de arcillas.

Las arcillas de la formación se encuentran en un equilibrio con el

agua congénita y al contacto con aguas de diferente composición, se

produce su desestabilización. Esta agua de diferente salinidad y pH,

comúnmente conteniendo otros productos como polímeros y surfactantes,

provienen del filtrado de Iodos base agua, del filtrado de las lechadas de

cemento, de los fluidos de terminación, reparación, estimulación o del agua

de inyección.

Cualquier agua de diferente salinidad o diferente pH promueve la

hidratación o deshidratación de arcillas hinchables y la dispersión o

floculación tanto de las arcillas hinchables como de otros finos de la

formación, asimismo también puede promoverse la disolución de materiales

cementares permitiendo que partículas finas de la formación, como las

arcillas y otros materiales, migren a través de los conductos porosos,

punteándose a las gargantas de los poros y reduciéndose en consecuencia

la permeabilidad de la formación.

64


Problemas adicionales de este tipo se presentan por la invasión de los

fluidos lavadores y espaciadores utilizados para mejorar la cementación de

tuberías de revestimiento, dado que contienen iones calcio liberados por las

partículas de cemento y pueden causar un intercambio iónico de las arcillas

desestabilizándolas.

Existen pruebas que permiten estimar el grado de sensibilidad de las

formaciones al agua. Estas pruebas incluyen la identificación mineralógica de

la roca, pruebas de hinchamiento, examen al microscopio electrónico y

pruebas de flujo. Para realizar las pruebas, se requieren equipos

especializados y a través de ellas actualmente se tiene un conocimiento más

a fondo de los procesos de daño por invasión de fluidos en rocas con

Dispersión y migración de arcillas.

Las arcillas de la formación se encuentran en un equilibrio con el agua

congénita y al contacto con aguas de diferente composición, se produce su

desestabilización. Esta agua de diferente salinidad y pH, comúnmente

conteniendo otros productos como polímeros y surfactantes, provienen del

filtrado de Iodos base agua, del filtrado de las lechadas de cemento, de los

fluidos de terminación, reparación, estimulación o del agua de inyección.







65















Dispersión y migración de arcillas. Las arcillas de la formación se encuentran

en un equilibrio con el agua congénita y al contacto con aguas de diferente

composición, se produce su desestabilización. Esta agua de diferente

salinidad y pH, comúnmente conteniendo otros productos como polímeros y

surfactantes, provienen del filtrado de Iodos base agua, del filtrado de las

lechadas de cemento, de los fluidos de terminación, reparación, estimulación

o del agua de inyección.







66















contenidos de arcillas. La perturbación y alteración de las arcillas naturales

es probablemente la causa más importante de daño y se ha recomendado en

lo general que los fluidos de invasión contengas iones divalentes de calcio o

magnesio, o altas concentraciones.

EVALUACIÓN DEL DAÑO.

Según Dowell (1997), Como anteriormente se indicó todo pozo al

inicio de su explotación o durante la misma, se encuentra en menor o mayor

grado dañado, por lo que se hace imprescindible la remoción del daño. Esta

remoción permitirá restituir las condiciones naturales de producción o

inyección en su caso. La remoción del daño resulta en lo general difícil y

costosa, por lo que el enfoque básico debe ser su prevención, o por lo menos

su minimización. ( P 23)

67


Para remover el daño es necesario evaluarlo, lo cual se logra a través

del siguiente procedimiento:

Revisión cuidadosa de las operaciones previas a la situación actual

del pozo.

Esta revisión se basa fundamentalmente en las condiciones en las que

se perforó la zona productora o inyectara en su caso; teniendo relevancia

trascendente el tipo y características del fluido de perforación, sus

condiciones de pérdida de filtrado, tiempo de exposición y características del

enjarre; las manifestaciones de los fluidos de yacimiento, las pérdidas de

fluido de perforación en la zona de interés.

También reviste gran importancia analizar la cementación de la tubería

de revestimiento en la zona de interés, incluyendo las características de la

lechada de cemento, de los fluidos espaciadores y lavadores, y las

condiciones finales de la cementación. De igual forma, se requiere el examen

detallado de las operaciones de terminación, como énfasis en los fluidos

usados, las condiciones de las perforaciones, los tipos de disparos y los

detalles trascendente sobre operaciones subsecuentes de reparación,

limpieza y estimulación.

Es de especial interés consignar la información específica de los

fluidos que han invadido el medio poroso. Esta información debe incluir el

tipo de fluido, el pH del sistema, los tipos de surfactantes contenidos.

Análisis del comportamiento de producción.

Debe abarcar desde la terminación del pozo hasta sus condiciones

actuales, debiendo incluirse el análisis de las pruebas de formación y

68


producción realizadas y el análisis de muestras de fluidos

producidos .Adicionalmente sé conveniente comparar el comportamiento de

producción del pozo de interés, con el mostrado por pozos cercanos del

mismo yacimiento.

CUANTIFICACIÓN DEL DAÑO.

Con la finalidad de definir la condición de daño en la formación y en

las perforaciones, es necesaria la cuantificación del mismo. Para ello

deberán tomarse datos de producción y realizar pruebas de variación de

presión, considerando las pruebas de formación. La aplicación de

procedimientos de Ingeniería (análisis nodal, pseudofactores de daño,

análisis de pruebas de presión tipo, etc.), permitirá la cuantificación del daño

a la formación y en consecuencia se podrá estimar el efecto de su remoción.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Fractura Hidráulica

Es el proceso de aplicar presión hidráulica a una roca repertorio hasta

que se produce la falla o fractura de la misma Después de la rotura de la

roca sé continuo aplicando presión para extender la fractura mas halla del

punto de falla, con esta fractura se crea un canal de flujo de gran tamaño que

no solo conecta fracturas naturales sino que produce una gran área de

drenaje de fluidos del repertorio "Según BJ Services" (1999)".

Por otra parte, Vásquez, Andrés (1997) define el fracturamiento

hidráulico como el proceso en el cual se inyecta un fluido a presión

denominado fluido de fractura, hasta la profundidad a la que se encuentra la

69


roca que se quiere fracturar, hasta fracturar o hacer fallar a la formación

estudios de laboratorio permitirán definir la mineralogía y la distribución de

minerales de la roca y reproducir las condiciones de daño tanto con la misma

roca como con sus fluidos. Lo anterior conducirá a determinar el tipo de daño

probable en la formación, así como el tratamiento de estimulación más

recomendable para su remoción. El volumen utilizado en el minifrac es tal

que la longitud de fractura generada sea él suficiente para obtener una

fractura representativa a los efectos de la pérdida de fluido. El minifrac o

prueba de calibración se realiza para determinar el coeficiente de pérdida de

fluido, eficiencia de fluido, calibración de altura, módulo de Young y

Toughness, los cuales se utilizan para determinar el sello final y asegurar

que se cumplan los objetivos del tratamiento de fracturamiento hidráulico que

se va aplicar a un intervalo dado.

TIPOS DE FRACTURA HIDRÁULICA SEGÚN EL TIPO DE FLUIDO

Según BJ Services (1999), los tipos de fracturas hidráulicas son los

siguientes:

Fractura Ácida.

Aquí el fluido es una mezcla de ácidos, El cual se inyecta a presiones

por encima de la presión de fracturamiento de la formación y a medida que

va penetrando dentro de la fractura disuelve sus lados dejando canales para

que el petróleo y el gas puedan fluir fácilmente hacia la boca del pozo; es

decir, el objeto es crear canales de alta permeabilidad por medio de la

disolución química de parte de la matriz. En este caso, la permeabilidad

creada es mayor que la original de la formación,

Fractura con agente de sostén.

70


En el fracturamiento con agente de sostén, los fluidos más el agente

de sostén se inyectan a presiones por encima de la presión de fracturamiento

de la formación para crear grietas o fracturas dentro de la roca misma, lo que

resulta en nuevos canales de conducción a través de los cuales tanto el

petróleo como el gas fluirán con mayor facilidad hacia el pozo (wellbore), El

propósito del agente de sostén es que una vez que la presión sea liberada la

fractura creada tenderá a cerrarse y pare evitar que así ocurra, se mezcla

arena u otros agentes de sostén con el fluido de tratamiento y se inyecta

dentro de las grietas o fracturas para mantenerlas abiertas una vez que el

tratamiento ha terminado o lo que es lo mismo para mantener la fractura

abierta y conductiva después que la presión a sido retirada. El objetivo de las

fracturas es incrementar la producción creando zonas de alta conductividad

comparado con permeabilidad del yacimiento.

Fracturamientos de Alta Conductividad

Es una técnica que permite establecer una ruta de alta conductividad

que . conecte la formación productora con el pozo, logrando traspasar la

zona de daño y al mismo tiempo proporcionando una estimulación al pozo.

La garantía de que una fractura haya quedado empacada

completamente, desde su extremo hasta las perforaciones, es que el

tratamiento finalice con un arenamiento total del agente de sostén en el pozo,

asegurando un alto grado de conductividad puesto que se ha obtenido un

ancho máximo en la fractura.

Ventajas:

71


•Mayor Producción que con otras completaciones para Control de

Arena

•No requiere Taladro durante la operación

•Posibilidad de Recompletar o Reparar fácilmente

•Menor costo que Frac Packs con rejillas y herramientas

OBJETIVOS DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Para los yacimientos del Mioceno y con un alto grado de agotamiento,

como es el caso de Bachaquero-Q2. Esta técnica ha significado un

incremento de la productividad de los pozos, puesto que genera un canal de

alta conductividad que sobrepasa la zona dañada, cambiando el patrón de

flujo alrededor del pozo. Martínez, Sorimar (2002) .Los objetivos de este tipo

de fractura son los siguientes:

Sobrepasar la Zona Dañada en las Vecindades del Pozo

Lo fluidos de perforación, filtrado de cemento, migración de finos y la

concentración de esfuerzos tangenciales alrededor del pozo son las

principales fuentes de daño en formaciones no consolidadas de alta

permeabilidad El daño generado por la invasión del Iodo de perforación y el

filtrado del mismo ocurre en las primeras pulgadas dentro de la formación

alrededor del pozo El proceso de migración de finos y la reducción de

permeabilidad debido a la concentración de esfuerzos tangenciales ocurren

más profundamente dentro de la formación, en los primeros pies alrededor

del pozo.

Cambio de Patrón de Flujo Alrededor del Pozo

72


Para explicar como las fracturas cortas y anchas estimulan las

formaciones de alta permeabilidad a través del cambio de patrón de flujo

alrededor del pozo, es necesario examinar los factores que gobiernan la

productividad de un pozo fracturado En formaciones de alta permeabilidad la

conductividad relativa de una fractura convencional es del orden de 1 O

unidades

La productividad del pozo no es función de la longitud de fractura, la

productividad del pozo fracturado es función de la conductividad relativa la

cual es directamente proporcional al ancho de la fractura, es decir, 100. O

aproximadamente 30 metros del ancho de la fractura Siendo como parámetro

limitante o mínimo para el crecimiento de la fractura dentro de la Formación.

y la permeabilidad' del agente de sostén En formaciones de alta

permeabilidad al incrementar la conductividad relativa sé maximiza la

productividad del pozo.

Control de Arena.

La creación de una fractura hidráulica en un pozo cambia el patrón de

flujo alrededor de él, de flujo radial a flujo lineal. La fractura incrementa el

área de flujo del pozo y disminuye la velocidad intersticial del fluido,

reduciendo de esta manera la velocidad de arrastre de los fluidos y por ende

la fuerza de arrastre de los fluidos, el cual es el valor principal en la

producción de arenas en formaciones no consolidadas.

La mayoría de los pozos completados en formaciones del mioceno

requieran de un empaque de grava para controlar la producción de arena de

formación. En los yacimientos del mioceno menos agotados, se ha podido

73


controlar la producción de arena de formación mediante la técnica del F AC y

la utilización de un controlador de producción de apuntalante.

ETAPAS DEL FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO.

El informe técnico SPE 10921 (1992), las etapas del fracturamientos

son las siguientes:

- Pad o colchón: Es un volumen de fluido bombeado inicialmente

para producir la fractura y abrirla la suficiente para que pueda ingresar el

agente de sostén. Esta etapa es llamada comúnmente como la prueba

MiniFract.

- Etapa de baja Concentración: Durante esta etapa se procede a

bombear el agente de sostén, pero con baja concentración, la cual es

necesaria para originar el TSO y detener el crecimiento de la fractura

- Tratamiento: Seguidamente esta etapa incluye un aumento en las

concentraciones y extensiones de la fractura para asegurar un adecuado

empaque. Este fluido esta cargado de agente de sostén, agrandando la

fractura y Ilenándola de fluido sostén, o sea, empacando la misma.

AGENTE DE SOSTÉN.

El informe técnico SPE 10921 (1992, P 7) lo define como un fluido de

fractura cargado de arena que actúa como sostén de las paredes abiertas de

la fractura, con fin de evitar que esta se cierre. La figura queda llena de

arena, los granos actúan como columnas evitando el cierre, pero permitiendo

el paso de fluidos.

Tipos de agente de sostén

74


Él agente de sostén más convencional y de mayor uso en la industria

del petróleo es la arena Su utilización, se remonta desde las primeras

operaciones realizadas con entibadores y su selección, surgió de su fácil

disponibilidad y bajos costos.

En la actualidad los agentes de sostén están diseñados para soportar

las altas presiones de confinamiento de fondo en pozos profundos.

Los productos más comunes son los siguientes

- Arena

- Cáscara de Nuez

- Pellets de aluminio o 'acero - Esferas de Vidrio

- Arenas recubiertas con Resina - Bauxita

- Cerámicos

- Cerámicos Recubiertos con Resinas

CONTROLES

Según Martínez, (1998), para poder seguir un control de la operación,

se deben registras las presiones, caudales y dosificaciones de agente

sostén, con sus correspondientes equipos e instrumentación utilizados

- Presión de fractura: Es la máxima presión que soporta la formación

antes de alcanzar el punto de rotura o falla Conocida como (Pef) es la

necesaria para mantener abierta y propagar la fractura creada, esta puede

75


variar durante la operación de fractura y se calcula a partir de la presión

instantánea de cierre ISIP y la hidrostática del pozo.

- Presión de Bombeo: Ya rota la formación la presión necesaria para

extender la fractura que se reduce, aun manteniendo el caudal constante.

- Presión Instantánea de Cierre: Es la presión que se registra

cuando todas las presiones de fricción desaparecen, quedando solo la

presión dentro de la fractura y la hidrostática del pozo

Después de que se ha creado la fractura (punto de ruptura) y se

alcanza, la inercia inicial, la presión de propagación de la fractura es bastante

constante Si detenemos el bombeo, la presión observada es llamada presión

instantánea de cierre Ó técnicamente denominada ISIP. En el momento en

que se alcanza el ISIP ya sea detenido el bombeo ocasionando que la

presión de superficie no se adultera por pérdida por fricción, la cual es muy

difícil estimar en sitio, motivo por lo que se puedo aproximar la presión de

cierre a la presión real de fractura.

La presión de fractura real es más alta que la presión de cierre

causada por una presión extra requerida para mantener el ancho de la

fractura. Teóricamente si capaz de crear una fractura de ancho igual a cero,

entonces el ISIP = P cierre

Gradiente de Fractura

El gradiente de fractura generalmente se emplea para correlacionar

valores diferentes en un mismo yacimiento. Este no es constante durante la

producción del reservorío, sino que varía a medida que varía la presión de

los yacimientos.

76


(37) Gf: (ISIP + Ph) I C (38) Pef: Gf. C

Geometría de la fractura

Según el manual de B.J. Services ( 1999), la forma y dimensión de la

traduce creada en condiciones dinámicas es un problema sumamente

complejo, ya que intervienen factores de diversas naturaleza entre ellos

tenemos: propiedades mecánicas de la formación, propiedades del fluido de

tratamiento, y parámetros hidráulicos de la formación Estos valores varían

con frecuencia en una operación de fracturamiento los avances en el modelo

geométrico del fracturamiento hidráulico se centra, básicamente en la

mecánica de roca; Ya que la fractura hidráulica es un plano que parte desde

la roca; donde esta se abre paso en la dirección de menor resistencia a

menor profundidad la mayoría de las zonas prospectivas tienden a ejercer los

mayores esfuerzos.

Tanto así que la detención de los menores esfuerzos, es sin embargo,

en zonas horizontales o en pozos horizontales. Por lo tanto la fractura abre

perpendicularmente a esta dirección y estas son de cualquier modo

verticales.

Orientación de la Fractura

La orientación de la fractura en la formación ocurre siempre en sentido

perpendicular al menor esfuerzo de tensión. Esta condición ha sido

comprobada en pozos abiertos o entubados

Forma de la Fractura

La forma de la fractura en la formación, cuando se le permite crecer

libremente, puede ser circular o elíptica Es circular cuando el fluido entra a la

77


fractura a través de un punto. Es elíptica cuando el fluido fracturante ingresa

a la fractura a través de una línea,

Conductividad de la Fractura

Es el producto soportado por la permeabilidad del manto de agente de

sostén en la fractura Es una medida de la capacidad de flujo y normalmente

se expresa en md-pie Es de gran importancia en una operación de

fracturamiento, ya que de ella depende en parte el índice de Productividad

obtenido (PIR). En reservorios de alta permeabilidad, es más importante la

conductividad de la fractura que su longitud empaquetada

Altura de la Fractura

En la fractura, su valor es gobernado por las dimensiones de la

geometría creada y en consecuencia la ubicación final del agente de sostén

La altura se mide en pies

Longitud de la Fractura

La longitud de la fractura es el largo del canal creado o alcanzado

dentro de la formación rocosa y esta depende del tipo de fluido de fractura,

tasa de inyección del Fluido Fracturante, Concentración, Presión de bombeo-

Esta se expresa en pies

Ancho de la Fractura

Es la separación vertical que existe entre las paredes la fractura

creada dentro de la formación la cual se expresa en pulgadas

TIPOS DE FLUIDOS DE FRACTURA

78


Según el Manual de B.J. Services (1999), Básicamente, existen dos

tipos de fluidos bien definidos usados en las operaciones de fracturamiento

hidráulico: fluido de base acuosa y base hidrocarburo.

Dentro de estos dos grupos existe un gran número de variantes

surgidas a través del tiempo con el perfeccionamiento de la técnica de

fracturamiento utilizadas

- Base Acuosa -

Débilmente Gelificados. Reticulados

Emulsiones Acuosas. Ácidos Emulsionados Espumados

Base Hidrocarburos

. Petróleos

.Reticulados (crosslinkeados). Espumados

PROPIEDADES DEL FLUIDO DE FRACTURA

Según el Manual de B.J. Services (1999), Las propiedades más

importantes que debe cumplir un fluido de fractura para el tratamiento son las

siguientes:

- Baja perdida de fluido

79


- Buena capacidad de transporte del agente de sostén. - Baja perdida

de fricción.

- Fácilmente recuperables de la formación

- Compatibles con los fluidos de la formación - Causar el mínimo daño

a la formación.

- Ser estables a la temperatura de fondo del pozo. - Seguridad en la

manipulación

ADITIVOS USADOS EN LAS OPERACIONES DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

Según el Manual de B.J. Services (1999), Los fluidos de fractura son

mezclados con aditivos químicos o productos que le infieren propiedades

especiales para cada aplicación específica. Muchos de ellos se agregan al

fluido base como parte constituyente de su formulación (por ejemplo,

espumigenos, gelificantes). Otros son adicionados después que el fluido ha

sido preparado para otorgarte ciertas propiedades que favorecen el logro del

éxito de la operación.

Aditivos más Comunes:

- Antiespumantes.

- Bactericidas

80


- Ruptores.

- Estabilizadores de arcilla

- Reticulares de geles

- Desemulsionantes

- Emulsionantes

- Obturantes o Divergentes

- Reductores de filtrado.

- Espumigenos .

CONTROL DE CALIDAD EN EL FRACTURAMIENTO

Según Adolfo M, (2002, P 3), el control de calidad del fracturamiento

se realiza de la siguiente manera:

Procedimientos del pre-trabajo que se deben seguir para una ejecución exitosa de las operaciones de fracturamiento.

Se requiere una planificación efectiva del trabajo para asegurar un

tratamiento de fractura, provechoso, exitoso y seguro que no presente

problemas algunos:

Esta planificación incluye: Planificación mínima:

- Visitar el lugar del trabajo y planificar la colocación de los equipos e

instrumentos de medida.

81


- Planificar el transporte y manipuleo del agente propante.

- Realizar Inventario de productos, asegurándose que estén dentro de

las cantidades requeridas.

- Chequear capacidad de los equipos y posible backUp. - Planificar el

bombeo incluyendo equipos y personal. - Diseñar planes de seguridad.

. Seguridad y calidad de servicio:

- Reunión de pre-trabajo.

- Reunión con el cliente para asegurarse que se entienden los

objetivos y procedimientos del trabajo, así como para fijar las

responsabilidades de cada quien.

- Realizar pruebas de presión.

- Registro de las presiones, caudales y densidades de fluidos.

- Realizar reporte de servicio y revisarlo con el cliente.

- Dejar el tugar de trabajo limpio antes de regresar a la locación.

. Consideraciones operacionales:

- Sistemas de mezcla.

- Dosificación de aditivos.

- CA/QC de fluidos.

- Desecho de residuos.

82


Describir los procedimientos de muestreo de fluido utilizados durante las operaciones de fracturamiento.

Durante la ejecución del trabajo se toman muestras a la salida de la

unidad de mezcla del agente propante (POD) allí ya todos los componentes

del fluido de tratamiento se encuentran unidos. Las muestras recolectadas

son llevadas al laboratorio de campo donde se procede a la activación con

temperatura en aquellos sistemas que lo requieran y se observa la calidad

del gel que se forma teniendo especial énfasis en la suspensión de sólidos.

Las muestras son llevadas para su monitoreo con una frecuencia de tres

minutos entre muestras.

Existe una comunicación constante entre el personal a cargo del

laboratorio y líder de la operación para notificar de alguna falla y hacer tas

correcciones respectivas.

Procedimientos de evaluación para los tratamientos de fracturamiento y como la información puede ser utilizada para mejorar trabajos subsecuentes.

La evaluación del tratamiento proporciona, tanto a la empresa como al

cliente una medida de cuan cercano fue el comportamiento de las variables

del pozo durante la ejecución del tratamiento al comparto cor lo planificado

durante el diseño. La metodología de evaluación incluye:

. Evaluación del cliente. La cual comprende: - Planificación y

movilización.

Calidad de los productos.

- Calidad y eficiencia en la mezcla.

83


- Registro y presentación de los datos de ejecución.

- Evaluación de la respuesta de la formación al tratamiento.

- Evaluación de la respuesta de producción.

- Evaluación de la metodología de diseño.

En conjunto toda esta información proporción las herramientas

necesarias para un proceso del mejoramiento continuo y su discusión

conjunta con el cliente permiten identificar variables que deber ser ajustadas

o estar sujetas a un monitoreo o estudio constante para asegurar que los

tratamiento futuros cumplan al 100% con el resultado esperado.

Procedimientos utilizados para el control de calidad de los fluidos de fracturamiento en la localidad para las aplicaciones de pre-mezcla localidad y al vuelo " on the fly ".

Para ambas aplicaciones el primer paso es realizar un análisis físico

químico del agua que será utilizad' en la preparación del gel, este consiste en

determinar el pH, hierro, cloruros, alcalinidad. Dureza cálcica J magnésica,

sulfatos. Sílice, gravedad específica. Entre otros. Algunos de estos

parámetros pueden se ajustados (pH) pero otros (Fe) pueden hacer que se

decida la sustitución para la fuente de agua para la preparación del gel.

En operaciones se deben tomar muestra de polímero, solución

activadora y otros aditivos y realiza pruebas de hidratación, viscosidad del

gel lineal, activación. Suspensión de arena y quebramiento. Adicional a estos

deben realizarse pruebas de compatibilidad con el fluido del pozo

(hidrocarburo).

84


FLUIDOS DE FRACTURAMIENTO

Según Adolfo M, (2002, P 10), en Dowell los fluidos de fracturamiento

tiene las siguientes bases:

Los diferentes tipos de fluidos utilizados en el fracturamiento y las

operaciones especiales.

Los reservorios que son estimulados varían ampliamente en términos

de temperatura, permeabilidad, composición y presión de poro. Diferentes

tipos de fluidos han sido desarrollados para cumplir los requisitos exigidos

para un fluido de fracturamiento hidráulico en cada uno de estos casos. Las

siguientes clases de fluidos están disponibles en las empresas de servicios

petroleros:

Fluidos lineales base agua:

Son los más ampliamente usados en fracturamiento hidráulico, debido

a su bajo costo, alta eficiencia y fácil manejo. Los problemas potenciales con

estos fluidos son el daño que pueden causar a formaciones altamente

sensibles al agua y el daño causado por taponamiento del propante a causa

de una alta concentración de polímeros.

Fluidos activados (crósslinker):

Los polímeros producen soluciones viscosas a temperatura ambiente.

Sin embargo. Cuando se incrementa la temperatura al efecto adverso es

significativo. Se puede incrementar la concentración de polímero para

contrarrestar este efecto térmico, pero esto es antieconómico y dañino al

tratamiento. En estos casos se recurre al uso de aditivos activadores

85


(crosslinker) que causan un incremento en la viscosidad con una

concentración. Relativamente baja de polímero.

Fluidos activados base aceite:

Se utilizan las interacciones químicas entre el aluminio y ésteres

fosfatados para viscosificar hidrocarburos ligeros. La viscosidad del fluido es

controlada por variaciones en la concentración de cada componente.

Fluidos multifase:

Las propiedades de fluidos base agua Y base aceite pueden

combinarse incorporando una segunda fase dentro del fluido. Los fluidos

espumados y energizados son creados por la adición de gas (nitrógeno o

dióxido de carbono) al fluido base agua o aceite, mientras las emulsiones por

la mezcla de aceite, agua o ácido y una agente emulsionante.

Fluidos ácidos:

Un fluido ácido, mayormente HCI, puede ser utilizado en

formulaciones de carbonatos como un fluido de fractura. Una parte de la

zona frente a la fractura es disuelta por el ácido a medida que este fluye a lo

largo de la fractura. El ácido tiende a no fluir en forma uniforme creando

canales conductivos que se mantienen abiertos cuando la fractura se cierra

de comparación ilustrando los diferentes. Para cada grupo utilizado, discutir

las causas más importantes de la falla del gel y las consecuencias de esta

falla.

En los gel base agua la causa mas frecuente de la falla es la calidad

del agua la presencia de cierto: iones pueden inhibir la hidratación total del

gel y el desarrollo de viscosidad. El nivel en el valor del pH puede causar una

86


activación prematura del gel o la formación de ojo de pescado. Se

recomienda el uso de bactericida sobre todo en la mezcla por batch ya que

las bacterias pueden degradar el gel fácilmente En los geles base aceite la

mayor posibilidad de falla se concentra en la contaminación con agua ya que

niveles tan bajo como 0.05% de agua puede causar una gelificación excesiva

del gel.

Discutir la utilización de quebradores y estabilizadores.

Quebradores:

El rompimiento térmico de los polímeros generalmente ocurre en

pozos con temperaturas mayores a 225 °F. Cuando la temperatura es menor

que este valor se debe añadir un quebrador al fluido de fractura. Los

quebradores son añadidos a los fluidos de fractura por 1., siguiente razones:

a) Reducir la viscosidad del fluido para que este pueda salir

rápidamente de la formación una vez finalice el tratamiento.

b) Degradar el fluido y evitar de esta forma el daño por reducción de la

conductividad del empaque de agente propante.

a) El control de la concentración del quebrador es critico para el éxito

del tratamiento Cuando UI quebrador es añadido al fluido el

proceso de degradación comienza Inmediatamente. Si una

concentración mayor es añadida, la viscosidad. El control de

filtrado, y transporte de propante pueden ver disminuidos

drásticamente resultando en posible arenamiento. En el caso

contrario que enlaces poliméricos pueden no ser suficientemente

degradados causando que la fase de limpien sea lenta y en

87


algunos casos limitar la producción del pozo por los daños

causados al empaque do propante.

b) pH del fluido

c) Presencia de quebradores

El metanol (K46) y el Tiosulfato de sodio (J353) son normalmente

utilizados, mientras el J450 SI utiliza en fluidos HTD y UT.

Los mecanismos de reacción no están del todo explicados. Es posible

que ellos actúen como secuestrantes del oxígeno y prevengan la rápida

degradación causada por el oxigeno disuelto. Sin embargo si el contenido de

oxigeno es bajo estos compuestos también Imparten estabilidad por

reacciones con radicales libres formados por la degradación térmica de

polímero.

Diferentes mecanismos de la pérdida de fluido y de los aditivos

utilizados para su control.

Antes del tratamiento de fractura, la formación contiene otros fluidos

(ejemplo. hidrocarburos, agua) con diferentes propiedades de flujo. Cuando

el fluido de fractura penetra a la fonación se desarrollan tres zonas:

a) Un revoque con espesor variable.

b) Una zona invadida por el filtrado.

c) Una región con los fluidos originales en la formación.

88


SISTEMAS DE FRACTURAMIENTO

Requisitos de un fluido de fracturamiento. Según Adolfo M, (2002) El

fluido de fractura es un componente crítico del tratamiento de fracturamiento

hidráulico. Sus principales funciones son abrir la fractura y transportar el

propante a lo largo de la fractura. Como consecuencia de esto las

propiedades viscosas del fluido son consideradas las mas importantes. Si

embargo el éxito del tratamiento de fracturamiento hidráulico requiere que el

fluido tenga algunas otras propiedades especiales.

Adicional a la viscosidad apropiada para la fractura; debe poseer baja

presión de fracción durante el bombeo, buen control de filtrado, debe

quebrarse y limpiarse (fluir a superficie rápidamente después de finalizado el

tratamiento y debe ser tan económico como sea posible.

Aplicaciones de 4 tipos diferentes de fluidos de tratamiento

(convencionales).

WIDEFRAC 300LPH (YF300LPHI):

Son fluidos de fractura base agua compuestos de un polímero o, base

a goma aguar activados con un crosslinker de titanio. Son fluidos de bajo pH

los cuales puede ser utilizados con o sin dióxido de carbono. Son preparados

desde cualquiera de los fluidos WalerFrac100. La adición del apropiado

crosslinker. Agente buffer y estabilizadores convierten, WF100 en

YF3001.PH.

El titanio es el crosslinker utilizado en estos fluidos La adherencia

formada entre los complejos de, titaneo y el polímero es altamente estable a

89


la temperatura. Este enlace es sensible al esfuerzo de corte el cual degrada

en forma irreversible este fluido. La modificación química del fluido permite

retardar la activación del mismo para que este no ocurre en la zona de alto

esfuerzo de corte (región del tubing o caising) sino en la región de bajo corte

(zona de la fractura). SI la activación ocurre rápidamente se genera una alta

presión de fricción y un año esfuerzo de corte que degradarían el gel. El

tiempo de activación generalmente se ajusta al 75% del tiempo de residencia

dentro del pozo. El rango de temperatura de aplicación del fluido esta entre

75 a 225"F. La estabilidad técnica e proporcionada por la adición de J353

cuando la temperatura es mayor de 200 'F. La adición do metanol no

proporciona estabilidad técnica y por lo tanto no se recomienda su uso como

estabilizador.

El fluido puede ser quebrado con J134; J134L. J218; J475 ó J496.

Este sistema no contiene quebradores internos de viscosidad. Los

quebradores J134 ó JI34L pueden utilizarse a temperatura, menores a 125

'F. El J475 Y J218 cuando la tempe'ratura en mayor 125 'F. El J496 cuando

1; temperatura supera los 180 "F. Partículas inertes o solubles y aditivos

base petróleo son utilizados como aditivos controladores del filtrado.

WIDEFRAC 100H7D 1YF100H7D1:

Son fluidos de fractura base agua compuestos de un polímero en

base a goma guar activados con un crosslinker de boro, para aplicaciones de

altas temperatura son preparados desde cualquiera de los fluidos

WaterFraclOO. La adición del apropiado crosslinker agente buffer y

estabilizadores convierten al WF1 00 en YfiOOhm.

90


El tiempo de activación del crosslinker es ajustado por el uso del

agente retardador J480, variando entre 1 a 8 minutos dependiendo de la

temperatura del agua u la concentración de J480. El J480 puede reaccionar

con el hierro disuelto a alto pH, se debe utilizar J450 para prevenir este

efecto. El rango de temperatura de aplicación del fluido esta entre 125 a

325'F la estabilidad técnica 011 El quebrador J218 se puede utilizar cuando

la temperatura esperada es menor que 225AF El J475 si esta es menor de

180AF Si la temperatura esta entre 180 a 235 °F el quebrador encapsulado

J496 es la alternativa En cambio de utiliza el J481 si la temperatura esta

entre 200 a 300 °F. Si la temperatura se estima por encima de 300 'F el J490

HT (quebrador encapsulado) debe utilizarse. El uso conjunto del J495 y los

quebradores J218; J475; J481. J490 y J496 mejora significativamente la

eficiencia de estos entre 125 a 275°F

- WIDEFRAC lOOLG 1YF100LGI:

Son fluidos de fractura base agua compuestos de un polímero en base

a goma guar activados con un crosslinker de boro, para aplicaciones donde

se requiera baja concentración de polímero (15 a 40 1b/1000 gal) y una

rápida activación (x-linker) del gel. Son preparados desde cualquiera de los

fluidos WaterFrac1 00 la adición del apropiado crosslinker, agente buffer y

estabilizadores convierten al WF100 en YF1 OOlG.

El 10 es el activado base barato utilizado para activar este gel, cuando

el fluido base (WF 100) es neutro o ligeramente ácido el efecto del l 10 es

muy lento Este efecto es corregido incrementando el valor de pH a 8.5. la

adición de solución activadora (agua conteniendo J494 y M3) causa un

rápido X- linker. Esta solución se añade posterior a la total hidratación total

del gel. El pH optimo para el gel activado esta entre 9.6 y 9.9 a temperatura

91


ambiente. El efecto buffer de la solución J494/M3 impide que el pH

disminuya significativamente a temperatura de fractura.

A temperaturas menores que 175°F la solución activadora contiene

J494 . a 121 b/1 000 gal y M3 a 5 1 b/1 000 galo A temperatura superior se

incrementa la concentración de M3 a 6 1 b/1 000 gal dependiendo de la

calidad del agua la proporción de esta solución puede variar.

El quebrador J218 se puede utilizar cuando la temperatura esta

ubicada entre 180 a 225 °F. El J475 si está entre 125 a 180'F. Si la

temperatura es menor que 125 °F el quebrador J479 es la alternativa. En

cambio de utiliza el J481 si la temperatura esta entre 200 a 240°F. Si la

temperatura se estima por debajo de 125 °F el J318 debe utilizarse.

YF"GO"IV:

Es un sistema base aceite gelificada para el tratamiento de

innovaciones sensibles al agua. El tema es mezclado por batch y consiste en

la gelilficación del gasoil, aun cuando ciertos crudos y condensados también

pueden gellficarse. El rango de temperatura esta para el YF"GO"IV entre 150

y 300 °F. Este fluido 'adquiere una rápida viscosidad después de mezclado y

se mantiene estable por largo tiempo. Esto es una ventaja operacional

importante que hace a este gel fácil para controlar su calidad.

El gel se forma por la dosificación simultánea del agente gellficante

J452 y el activador J453. La relación volumétrica de mezcla de estos aditivos

determina la viscosidad del sistema. El Gel puede ser quebrado con soda

Ash (M3) en concentraciones hasta 50 1 b/1 000 gal, dependiendo de la

concentración del gel, la temperatura y la calidad del diesel utilizado por lo

general no se requieren quebradores cuando la temperatura excede los 240

92


'F. El J295 actúa rápidamente sobre el gel por lo que puede ser añadido en

cualquier concentración al gel utilizado en el desplazamiento. El YF"GO"IV

no contiene sólidos y por tanto no forma el revoque durante el filtrado. El

J418 Imparte. propiedades de control de filtrado. Se debe tener precaución

de evitar la contaminación del J453 con agua, ya que esto reduce

severamente la eficiencia del produjo, este también puede reaccionar con la

humedad del aire, por lo que periodos prolongados de exposición a la

atmósfera pueden reducir su actividad.

ADITIVOS DE FRACTURAMIENTOS

Características y regulaciones técnicas de los agentes de sostén de

propante utilizados en el fracturamiento La selección de un propante está

regla por la conductividad requerida para la fractura en un diseño

determinado. El tipo de agente propante y la distribución de tamaño de este,

pueden tener un efecto importante en el resultado de la fractura.

Los factores que influencian en su selección son:

Entre otros factores - las siguientes propiedades juegan papel

fundamental:

Resistencia a la compresión:

Para abrir y propagar la fractura hidráulica el esfuerzo in-situ del ser

excedido. Después que el pozo es puesto en producción, este mismo

esfuerzo trata de cerrar la fractura ejerciendo presión sobre el propante. Si la

resistencia a la compresión del propante, insuficiente para soportar la

presión de cierre ocurre la ruptura del agente propante y por tanto formación

93


de linos que taponaran el resto del empaque. Esto disminuye drásticamente

permeabilidad y por tanto la conductividad del empaque

Esta una práctica común utilizar la diferencia entre la presión de

fractura y la presión de producir para calcular el máximo esfuerzo efectivo

sobre el agente propante.

Tamaño v distribución de tamaño de las partículas:

Los agentes propantes con tamaño de partículas" grande.

Proporcionan un empaque más permeable. Las formaciones "suaves", o

aquellas, donde ocurre una migración significante de linos, no son buenos

candidatos a la utilización de propantes de gran tamaño. Los linos podrían

invadir el empaque, causando un taponamiento parte y una rapida reducción

de la permeabilidad. Aun cuando los propantes linos ofrecen una mejor

conductividad inicial, a largo plazo podrían ofrecer mayores beneficios que

los suministrados por propantes de gran tamaño.

Las partículas de grana tamaño son mas difíciles de utilizar en pozos

profundos, debido a su mayor probabilidad de se quebradas debido a la

presión de cierre de la formación (mientras mayor es partícula, la resistencia

a la compresión disminuye) y a problemas en el desplazamiento. Si la

distribución del tamaño de partícula es tal que contenga un alto porcentaje de

partículas pequeñas la permeabilidad del empaque y por tanto la

conductividad serán reducidas.

Cantidad de finos e Impurezas:

94


La distribución de tamaño de partículas y la cantidad de linos

impurezas están relacionadas. Un alto porcentaje de linos o impurezas

pueden reducir permeabilidad como efecto similar al causado por la

migración de linos de formación.

Redondez y elasticidad:

Estos parámetros tienen un drástico efecto en la conductividad de

fractura la redondez del grano es una medida de la curvatura relativa de

estas, mientras los granos sean redondos y de tamaños similares la presión

sobre el propante estará mejor distribuida.

Densidad del propante: Este tiene un efecto en el transporte y

desplazamiento del propante. Los propantes de alta densidad son más

difíciles de suspender y transportar en el fluido de fractura. Esto puede ser

corregido en dos formas: utilizando fluidos de alta viscosidad para el

transporte del agente propante o utilizando fluidos de baja viscosidad a

mayores caudales de bombeo. Es claro que agentes de alta densidad,

requerirán mayor masa de material para crear el mismo volumen de fractura.

Tipo del tamaño del agente de sostén "proppant" utilizados en su

localidad y descripción de las pruebas de control de calidad que se deben

realizar para asegurar que cumplan con las normas Dowell.

95


En Zulia se utilizan una variedad de agente propantes, una lista de los

disponibles en inventarías se presenta a continuación:

8014 (Arena 12/20) 8018 (Arena 16/30) 8020 (Arena 20/40)

8085 (Arena resinada 40/60)

8095 (Carbopro 18P 16/30 y 20/40) 8105 (Carbolite 18P 16/20 y

20/40)

8108 (8CD de alta resistencia 12/20)

S123 (Superset-O)

S138 (Econoprop de baja densidad)

S140 (CARBOPROP HSP 16/30 y 20/40) S140L (BXT Sinterb HSP

20/40 y 12/20)

El control de calidad se basa en las formas API RP56, para más

detalles refiera.

Características de un material que influencie su selección como

agente de sostén "proppant" para un tratamiento especifico de un cliente

Los criterios para la selección de un agente propante no son diferentes

a los utilizados cuando se diseña una fractura. Cuando se realiza una mala

selección del agente propante esto cambia todas las consideraciones de

conductividad y variables económicas que se realizan sobre la fractura.

Los agentes propantes están clasificados para ser utilizados a

diferentes rangos de presiones de cierre sin un significante rompimiento, pata

96


así obtener una mejor conductividad. Sin embargo la mayor resistencia a la

compresión puede hacerla antieconómico.

Además de la permeabilidad requerida en el empaque de propante, la

selección puede estar influenciada por el costo y el potencial del pozo. De

esta forma la resistencia del propante puede exceder el limite requerida

hasta el punto donde el análisis; económico no se vea perjudicar por las

consideraciones técnicas. También el potencial de pozo tiene gran influencia.

Si se requiere un fluido costoso y el incremento de la producción

determina que el retama de la Inversión se lograra a largo plazo, el

propante . debe ser cambiado. Para la efectiva selección del agente propante

deben determinarse previamente ciertos parámetros con los cuales es

posible determinar la permeabilidad de la fractura in-situ (in.-situ fracture

perrneability) cuya expresión es la siguiente:

Procedimiento apropiado para obtener una muestra representativa de

"proppant", Enumerar las pruebas que se deben realizar antes de bombear

para asegurar la calidad.

a) Se debe disponer de por lo menos una muestra por cada 1 0000 lbs

de arena para ser analizada cuando la arena es recibida en la locación por

parte del suplidor.

b) Antes de efectuar un trabajo se toma como mínimo 2 (dos)

muestras por trabajo. Estas deben mezcla y utilizarse como una para efectos

del control de calidad.

c) Cuando la arena es recibida a granel se debe introducir una caja de

muestreo en forma perpendicular al flujo de la arena, con movimientos

97


uniformes se debe tomar varias muestras asegurándose que sean tantas que

cumplan ron lo establecido en el punto 'la) La primera muestra se debe tomar

dos (2) minutos después de iniciado la transferencia del material.

d) Cuando el material se suple en saco se debe utilizar un saco

completo para el análisis.

En el control de calidad se deben realizar los siguientes análisis, con

los siguientes criterios de aceptación:

Máximo 96% mayor que la malla más gruesa anterior al límite superior

nominal

Máximo 2% menor que la malla mas fina.

Granulometría:

Mínimo 96% entre mallas nominales

Máximo 0.1 % mayor que la malla mas gruesa anterior al limite

superficial nominal

Esfericidad y redondez:

Se debe obtener esfericidad y redondez promedio mayor a 0.6 c)

Solubilidad en ácido HCI- HF (12% -3%): No debe exceder el '10%

d) Resistencia al quebramiento: No mayor al 8%

Los aditivos de control de arcillas

La dispersión e hinchamiento de las arcillas es controlada por los

mismos mecanismos básicos En todos los sistemas arcillas/agua algunos

98


factores tienden a dispersar las partículas, mientras otros tienden a

mantenerlas unidad. El estado de dispersión depende del equilibrio entre

estas fuerzas.

La más importante fuerza de atracción es creada por interacciones

eléctricas entre moléculas. La energía potencial de interacción entre dos

partículas es Inversamente proporcional a la distancia entre estas.

Las fuerzas de repulsión resultan de la interacción electrostática entre

partículas de cargas similares. Debido a las inspecciones cada placa de

arcilla posee cargas negativas en su superficie. Esta carga negativa es

balanceada por el intercambio catiónico en su superficie.

Los catiónes intercambiables en la superficie de la arcilla pueden ser

comparados con una pequeña atmósfera. Densa en la cercanía de la

plaquetas y mas difusa al alejarse de esta.

L42: es un agente estabílizador de arcillas que contiene Oxicloruro de

Zirconio. Cuando se introduce a formaciones arcillosas. Los iones zjrconios

se unen y forman catiónes polinucleares que se adhieren firmemente a la

superficie de la arcilla no pudiendo ser intercambiados o arrastrados por los

fluidos de formación. El L42 es utilizado en acidificación para mantener el

incremento de la permeabilidad obtenida por el tratamiento de estimulación

Es utilizado en los preflujos para estabilizar el área adyacente a la nueva

fractura. A causa de su naturaleza catiónica no es compatible con agentes

aniónicos o con los reductores de viscosidad.

L55: es un polímero catiónico de origen orgánico que minimiza en

forma efectiva la migración y dispersión de las arcillas en formaciones

99


sensibles al agua. El L55 es absorbido en la superficie de la arcilla y no es

fácil su Intercambio con otros catioñes como el sólido, el potasio o el amonio.

L237: es una sal polivalente. Puede ser utilizado en soluciones de HCI

o ácidos orgánicos, pero nunca en sistemas ácidos que contengan los HF ó

H8F

M38B: es una mezcla de surfactantes catiónicos y no-iónicos. El M388

se adhiere fuertemente a las arcillas y materiales silícicos, de esta forma

transforma a estas en mojables al aceite. Esto reduce la tendencia de la

arcilla a dispersarse o hincharse en ácidos gaseados.

Aplicaciones de los surfactantes

Un surfactante es un material que a baja concentración se adsorbe en

la interfase de dos sustancias inmiscibles. Las sustancias inmiscibles pueden

ser dos líquidos, tales como aceite yagua o un liquidó y un gas, o un liquido y

un sólido. El surfactante facilita el contacto Interfacial y disminuye la cantidad

de energía requerida para expandir la interfase entre el líquido y el gas.

Los surfactantes actúan de esta forma debido a su estructura. Ellos

poseen un radical que" es altamente atraído por el solvente y otra porción

que es repetirla por este. En el caso del agua la porción atraída es llamada

hidrofilica y la porción contraria hidrofóbica .La porción hidrofobia es por lo

general una cadena de hidrocarburos que es soluble en aceite pero insoluble

en agua. La porción hidrofilica es polar, carga variable, y es soluble en agua

Si la carga de la porción hidrofilica es positiva el surfactante es catiónico y si

100


la carga es negativa es aniónico El surfactante es no-aniónico si la porción

hidrofilica no posee carga. (Tabla N° 6)

Los surfactantes son utilizados en fluidos de fractura por varias

razones, estas son:

a) Facilitan la formación de espumas estables.

b) Estabilizan el agua en fluidos poliemulsionados.

c) Actúan como quebrador de emulsión por absorción en la roca

d) Facilitan la limpieza del fluido de fractura por el acondicionamiento

de la formación y tensión superficial.

e) Remueven el bloqueo por finos.

f) Previenen la formación de bloqueos por agua.

ESPUMAS

Según Maria l. (2000, P 56). Las espumas son consideradas como un

tipo especial de dispersiones coloidales, donde un gas (aire, nitrógeno, CO2)

se encuentra disperso dentro de una fase líquida continua. La gran mayoría

de las espumas utilizadas en la industria petrolera contienen más del 70%

(v/v) de fase dispersa (gas). Esta fracción volumétrica de fase dispersa se

conoce generalmente como la calidad de la espuma y puede variar con la

presión y la temperatura al cambiar el volumen del gas por sus propiedades

termodinámicas.

Una espuma cuya calidad sea superior al 90% se conoce como una

espuma seca. Generalmente, las espumas con calidades por encima del

101


70%, fuera del medio poroso, están formadas por una aglomeración de

burbujas poliédricas separadas por películas delgadas de líquido, conocidas

como "Iamelas". La unión de tres películas adyacentes forma una región que

se conoce como "el borde de Plateau", la cual recuerda la forma de un ducto

triangular. Las espumas se caracterizan generalmente por tres parámetros

principales: la calidad, definida anteriormente, la textura y la distribución de

tamaños de burbujas.

La textura está directamente relacionada con el tamaño promedio de

las burbujas. Existe un rango muy amplio de texturas, desde tamaños

coloidales (0.01 - 0.1 mm) hasta el de una macroemulsión y ésta juega un rol

muy importante en el diseño de la espuma, ya que determina cómo ella fluirá

en el medio poroso. Con respecto a la distribución de tamaños de burbujas,

las espumas con distribuciones muy anchas tienen la tendencia a ser más

inestables por lo que deben buscarse distribuciones estrechas en tamaño

para un mejor desempeño de la misma.

Surfactantes

Los surfactantes son compuestos químicos cuyas moléculas están

caracterizadas por tener un grupo polar (hidrofilico) y uno no polar

(hidrofóbico) bien definidos. En la película delgada que separa a dos

burbujas de gas, como se muestra en la , las cabezas polares del .

surfactante estarán orientadas hacia el interior de la película mientFas que

las colas no polares estarán en el seno de la fase gaseosa. La adsorción del

. surfactante en la interfase disminuye la tensión interfacial (TIF)entre la

lamela y el gas, haciendo que la energía libre interfacial también disminuya, .

como se mencionó anteriormente, y se favorezca la estabilidad de la

espuma.

102


Los surfactantes se clasifican en surfactantes aniónicos, catiónicos, no

iónicos y anfotéricos, de acuerdo a la carga presente en el grupo lipofílico. Se

ha encontrado que los surfactantes aniónicos ofrecen mayor estabilidad a las

espumas frente a los no iónicos, debido principalmente a la presencia de

fuerzas electrostáticas de repulsión que se encuentran presentes en estos

surfactantes.

Un segundo factor que promueve el adelgazamiento de la película, en

espumas, es el drenaje del líquido causado por fuerzas externas. En la etapa

inicial, el drenaje es causado principalmente por efecto de la gravedad, sobre

todo en películas relativamente gruesas y con bordes de curvatura

totalmente uniforme.

En etapas posteriores, las burbujas inicialmente esféricas tomarán

forma poliédrica y se present'arán grandes diferenciales de presión entre la

película delgada y los bordes de Plateau acelerando aun más el colapso de

la espuma. Cualquier efecto que contribuya a aumentar la viscosidad de la

interfase promoverá la estabilidad de la espuma al disminuir la velocidad del

drenaje de la película y retardando la coalescencia de las burbujas. Un

elemento que pareciera importante en la obtención de superficies muy

viscosas, en espumas fuera del medio poroso, es la mezcla de los

surfactantes.

En algunos casos se ha observado que añadir pequeñas cantidades

de surfactantes no iónicos a una solución de un surfactante aniónico puede

mejorar la estabilidad de una espuma. Sin embargo, otras propuestas

recomiendan el uso de polímeros como agentes viscosificantes de la fase

líquida, encontrándose mejoras sustanciales en la estabilidad y durabilidad

de las espumas formuladas.

103


El sistema de espuma para fracturas puede ser preparado con menos

de 1 a máximo 5 % de surfactantes, resultando un alto grado de viscosidad

dependiendo de lo que se requiere para la aplicación. Siempre en bajas

viscosidades, por estándares normales de viscoelasticidad el sistema de

fluidos de fracturas con espumas hace más eficiente el transporte de

propante. Este ha resultado en la habilidad para mejorar el control

geométrico de la fractura por alterar la viscosidad sin tener un compromiso

con la habilidad para transportar el propante. Esta habilidad permite el

tratamiento de fractura para ser ejecutado en zonas productoras cerradas

para aguas y con un mínimo diferencial de presión.

Los fluidos de fractura con espuma han demostrando buena habilidad

reduciendo propiedades, resultando una significante baja de presión de

fricción durante el bombeo. Porque los caballos de fuerza hidráulicos

requeridos son reducidos, menos equipamiento es requeridos.

En casos donde la mayor tasa de bombeo es requerida pero esta no

es debidamente posible por limitaciones de presiones de superficie, el fluido

de fractura con espuma permite un incremento en la tasa de bombeo, una

opción no disponible con el convencional fluido base polímeros. Los sistemas

fluidos de fractura con espuma están libres de polímetros para evitar el daño

en el empaque del propante, resultando un máximo de productividad.

Realiza una mejor producción del pozo

El fluido de fractura con espumas libres de polímeros mejora la

fractura hidráulica. Por la eliminación de polímeros, tecnología de

schlumberger minimiza el daño in la fractura maximiza la conductividad.

Logra la requerida tasa de fractura

104


El tratamiento de estimulación por fractura en grandes profundidades

en pequeñas medidas de coiled tubing ahora es posible. La baja presión de

fricción resulta en una planeada requerida tasa de fractura para la

optimización del proceso.

Si la tasa es baja, el propante se transporta eficientemente para

garantizar el éxito de la colocación. Usar el servicio de fractura por coiled

tubing para la reducción de fricción por presión.

Predecir la fractura geométrica

La viscosidad es constante en la temperatura dada hasta contactar los

fluidos de formación o añadir rompedores químicos. Sin polímeros, el fluido

filtra fuera del sitio sin construir una torta de filtrado. El resultado es más

controlado, y predice la fractura geométrica.

Reducción de la presión por fricción

Una clave de beneficio del sistema de fluido con espuma en la fricción

por presión. La operación puede ahora realizar el beneficio de baja de costos

y menores costos y reducción en la cantidad de equipos de bombeas

necesarios.

En casos donde la diseñada tasa de bombeo no puede ser alcanzada

por las limitaciones de presión en superficie, baja fricción con fluidos con

espuma significa alta tasas que son posibles con la misma presión de

superficie del pozo.

La reducción de la fricción por presión juega un gran rol en los

servicios de Schlumberger de fracturas por coiled tubing. Tratamientos de

105


estimulación por fracturas en grandes profundidades en pequeñas medidas

por coiled tubing son posibles solo usando el sistema de fluidos con espuma.

La baja fricción por fricción ayuda en alcanzar las requeridas tasas de

fracturamiento, y en casos donde la tasa es muy baja, el transporte

eficientemente del propante de fluidos con espuma asegura el éxito de la

colocación.

Control Geométrico

La viscosidad perfila un fluido base polímero como función del tiempo

y temperatura. Sobre el alcance de la temperatura del reservorio, la

viscosidad puede decrecer con el tiempo y es afectado por cualquier adición

de rompedores químicos. La viscosidad además depende en la cantidad de

agentes como polímero vienen concentrado debido a la perdida de filtrado de

agua.

La viscosidad de fluidos con espuma permanece constante en dada

temperatura hasta contactar los fluidos de formación o añadir rompedores

químicos. Sin polímeros los fluidos con espuma filtran completamente sin

construir una torta de filtrado y la viscosidad permanece constante, resulta

mas controlada, predecible fracturas geométricas. Donde bajo diferencial de

tensión existe. La viscosidad del fluido con espuma puede ser bajada para

mantener la fractura fuera de la zona. Este es especialmente crítico cuando

el fracturamiento dentro zonas de agua o capas de gas pueden ser evitadas.

Simplicidad operacional

Este sistema de fluido requiere menos aditivos que los comúnmente

usan sistema de fluido base polímeros. Menos aditivos simplifican las

106


operaciones en la locación, reducción de equipamiento, mejor materialidad y

optimización de los servicios de entrega. La selección de sistema con

espuma puede ayudar a mejorar la producción. Como estándares, fluidos

con espuma son continuamente mezcladas, y desde la hidratación es

inmediata sobre la adicción de surfactantes para el agua, aquí no se necesita

una unidad de hidratación. El surfactante es añadido directamente a la

mezcladora. Si el cambio en viscosidad es requerido, la concentración de los

surfactantes puede ser hecha y los resultados son instantáneos.

La calidad del fluido de control es además simplemente mantenida. Un

ejemplo puede ser tomando de la descarga de la mezcladora para medir la

viscosidad. La viscosidad es comparada con el valor de la viscosidad pre-

trabajos en tal temperatura. Balance de materiales de cada aditivos puede

ser chequeados en e final de cada etapa de tratamiento para asegurar la

calidad.

FRACTURA CON ESPUMA

Fluidos con espumas suministran una efectiva alternativa cuando los

tratamientos de fractura con espuma son necesarios. Cualquiera de los

surfactantes usados por varios sistemas con espuma dobles como agentes

espumantes; no surfactantes adicionales son requeridos para crear fluido

espumado. Las propiedades viscoelástica de los fluidos con espuma resultan

en altamente estables con espumas de vida media que aumentan varias

veces que los sistemas de fluidos base polímeros.

Mejor espuma de media vida crea mejor disponibilidad de energía

para el post-tratamiento de la fase de limpieza y más fluido consistente

durante el tratamiento, resultando en la precisión de colocación del propante.

107


Todos los sistemas de fluido con espuma pueden utilizar nitrógeno como

fase gaseosa. Pero ciertamente los sistemas con espuma de dióxido de

carbono pueden usarse exitosamente.

Rompiendo los fluidos con espuma

Los sistemas de fluido con espuma son diseñados para romperse en

variedad de caminos. Contacto y mezcla con hidrocarburos causa cambio y

reorientación de la estructura de la partícula, cual reduce la solución de la

viscosidad.

Disolución de los fluidos con espuma con formaciones de salmueras

puede causar la reducción de la viscosidad debido al cambio de salinidad.

Rompedores químicos están disponibles para ser añadidos para el control y

velocidad del proceso de degradación. Los rompedores químicos pueden ser

medidos en función primaria en la matriz del empaque del propante.

La matriz rompedora puede generalmente ser añadida donde

permanece con los fluidos filtrados dentro de la formación y modifica las

propiedades del fluido para incrementar el flujo de vuelta. Rompedores del

paquete de propante son encapsulados para suministrar el salido después

del trabajo de completación. Cuando la fractura cierra el empaque del

propante. Este causa una inmediata reducción en la viscosidad del fluido en

la fractura para iniciar el proceso de vuelta del flujo.

El sistema tiene la siguiente presentación:

- Mas de 6,000 tratamientos realizados alrededor del mundo. - BHST:

75 a 255°F

- Pozos de petróleo y gas.

108


- Permeabilidad de la formación entre 0.001 a 500 md.

- El tamaño de trabajo'aumenta de o 360,000 Lbs a propante/zona -

Máximo propante en el hoyo. - Concentración - 16 ppa

- Tasas de bombeo: 6 a 60 bbl/min

- Tamaño de tubería de 1 3/4-in.y coiled tubing de 7 pulg casing

- La mayoría de los tratamientos se han hecho con espuma con N2

(nitrógeno).

- Significantemente menos fricción por presión que en los fluidos base

polímeros (mayor beneficios para los tratamientos por Coiled tubing)

Tipos de surfactantes para el sistema con espuma.

Los surlactantes con espuma EF:

Derivado de diferentes origines que otros fluidos con espuma,

surfactantes EF tiene la calificación para el uso en océano del norte. Los

fluidos con espuma EF ofrecen alto potencial de viscosidad para formaciones

con alta permeabilidad y zona de peso. El fluido con espuma EF es

preparado con salmueras de cloruro de potasio y es aplicado en rangos de

temperaturas de 80 a 180 F.

Como con todos los sistemas de fluido de estimulación, compatibilidad

con fluidos de formación es primariamente preocupante. En sur América, el

109


sistema de fluido con espuma has sido probado su compatibilidad con crudo

pesado con sistema de flujo con otros volúmenes de aditivos. Este ha

reducido el flujo de aditivos, volúmenes y costos de tratamientos, haciendo la

estimulación en estos reservorios más efectivo.

Los fluidos con espuma EF es generalmente preparado con menos

que 1 a 4% concentraciones de surfactantes, resultando en un ancho rango

de posibles viscosidad y propiedad. El fluido es mezclado continuamente en

el sitio y que las propiedades del fluido puede ser modificada

instantáneamente. Los fluidos con espuma EF pueden romperse, como otros

fluidos con espuma, disolución con formaciones de salmueras y la adición de

rompedores químicos (matriz y/o empaque de propante). En adición para el

cambio de salinidad con salmueras de formación causando la reducción de la

viscosidad, el fluido con espuma EF podrá romperse por la baja del valor de

PH. - Teniendo usado exitosamente en múltiples tratamientos de fracturas

con espuma.

El fluido con espuma EF puedo solo puede ser usado con nitrógeno

debido a los requerimientos de PH. El fluido con espuma EF están libres de

polímeros para evitar el daño, resultando en una máxima productividad del

pozo seleccionado para el trabajo de fracturamiento.

surfactantes EF tiene la calificación para el uso en océano del norte.

Los fluidos con espuma EF ofrecen alto potencial de viscosidad para

formaciones con alta permeabilidad y zona de peso. El fluido con espuma EF

es preparado con salmueras de cloruro de potasio y es aplicado en rangos

de temperaturas de 80 a 180 F.

110


Como con todos los sistemas de fluido de estimulación, compatibilidad

con fluidos de formación es primariamente preocupante. En sur América, el

sistema de fluido con espuma has sido probado su compatibilidad con crudo

pesado con sistema de flujo con otros volúmenes de aditivos. Este ha

reducido el flujo de aditivos, volúmenes y costos de tratamientos, haciendo la

estimulación en estos reservorios más efectivo.

Los fluidos con espuma EF es generalmente preparado con menos

que 1 a 4% concentraciones de surfactantes, resultando en un ancho rango

de posibles viscosidad y propiedad. El fluido es mezclado continuamente en

el sitio y que las propiedades del fluido puede ser modificada

instantáneamente. Los fluidos con espuma EF pueden romperse, como otros

fluidos con espuma, disolución con formaciones de salmueras y la adición de

rompedores químicos (matriz y/o empaque de propante). En adición para el

cambio de salinidad con salmueras de formación causando la reducción de la

viscosidad, el fluido con espuma EF podrá romperse por la baja del valor de

PH. - Teniendo usado exitosamente en múltiples tratamientos de fracturas

con espuma.

El fluido con espuma EF puedo solo puede ser usado con nitrógeno

debido a los requerimientos de PH. El fluido con espuma EF están libres de

polímeros para evitar el daño, resultando en una máxima productividad del

pozo seleccionado para el trabajo de fracturamiento.

Los Surfactantes con espuma LT.

La versatilidad de la visco elasticidad de los surfactantes hace el

desarrollo de los sistemas de fluido para posibles aplicaciones específicas. El

surfactante L T fue desarrollado para enfrentarse a las condiciones de

111


operación en los pozos canadienses, donde la marginal económica hace si

es necesario para operaciones encontrar la alternativa para la convencional

metodología de Completación.

Los requerimientos requeridos para la base del fluido a ser preparado

son salmueras de nitrato de amonio u es usado en espumas de nitrógeno

para tratamientos de fracturas en máximas temperaturas de 100 F. Las áreas

de desarrollo para el desarrollo incluyendo el costo de fluido, tratamientos de

volúmenes y eficiente ingeniería de Completación.

El surfactante es desarrollado para los sistemas de fluidos con

espuma L T conoce los pozos someros de canadienses de gas juega un

económico criterio. Los surfactantes L T en mezcla continúan, elimina el

proceso estándar de cantidad de mezcla de polímeros base fluido en los

tanques de fractura, salvando una considerable cantidad de tiempo en la

locación y resultando es más zonas a ser estimuladas en el día. Otro proceso

mejorado fue la implementación de la tecnología de fractura por Coiled tubing

para aislar y tratar las arenas son suma precisión. Este proceso reduce la

total cantidad de fluido necesitado para la efectiva estimulación y pozo entero

y un nuevo incremento para el número de intervalo que puede ser estimulado

en día.

El fluido con espuma L T es generalmente preparado con menos que

1 a 2 % de concentración de surfactantes en salmueras de nitrato de amonio,

fluidos con espuma L T puede romperse como otros fluidos con espuma

sobre contacto y mezcla de hidrocarburos, disolución con salmueras de

formación y la adición con rompedores químicos tanto sea necesario. Fluidos

con espuma puede ser formulado con cloruro de potasio o cloruro de amonio.

112


APLICACIONES

- Tratamientos de fracturas con espuma libres de polímeros con

temperatura menores de 100 °F.

- Tratamientos de fracturas con espumas donde nitrógeno es usado en

la fase gaseosa.

BENEFICIOS

- Compatibilidad ambiental cuando retorna el fluido se convierte

fertilizado.

- Mejora la estimulación por incremento efectivo de zona al aplicarse el

fracturamiento.

- Baja fuerza hidráulica requiere o altas tasas potenciales en la

máxima presión de superficie.

- No daño en el empaque del propante para maximizar la

productividad del pozo.

PRESENTACIÓN

- Compatibilidad con salmueras de nitrato de amonio.

- Efectivo transporte de las características de propante.

- Excelente arrastre reduce las propiedades en menos fricción por

presión que se observa los rangos de temperaturas planteados para la

selección del tipo de surfactante a aplicarse para el desarrollo del fluido de

113


fractura con espuma libre de polímeros de acuerdo a las características

físicas de temperaturas presentes.

VISCOSIDAD DEL SURFACTANTE

El Dow Chemical Company en 1983 introduce un grupo grasoso de

amina cuaternaria de sales de amonio conteniendo un grupo de alquilino no

mayor de que C14 como espesor en productos de consumidores tales como

blanqueadores, líquidos detergentes y cosméticos tópicos. Este surfactante

viscoelástico pertenece a una clase de componentes que forman partículas

en acuosos sistemas conteniendo ciertos aniones. La deformación de tales

sistemas es dependiente del tiempo; el sistema actúa como sólidos a menos

que suficiente cantidad de corte ha sido aplicada en cierta cantidad de

tiempo. Cuando el sistema deforma, el comportamiento reólogico es

newtoniano. La viscoelasticidad del fluido de surfactante provee una

excelente partícula en suspensión. Esta tecnología de fluido ha sido aplicada

primero como empaque de grava. El surfactante es añadido para comunes

completaciones de salmueras cloruro de potasio, cloruro de amonio, cloruro

de calcio o bromuro de calcio para suspender la grava efectivamente. La

concentración de surfactantes varía de 2.5 a 6 % por volumen, dependiendo

de la anticipada temperatura en el pozo. La ventaja central de este fluido,

difiere de los sistemas base polímeros como guar o HEC, es que el pequeño

residuo es bajo el rompimiento. Este tipo de tratamiento resulta en empaque

de grava con una significante alta conductividad.

La principal ventaja de lá viscoelasticidad de fluidos de surfactantes es

la fácil preparación, mínimo daño a ala formación y alta retención de la

permeabilidad en el empaque del propante. El fluido son típicamente

preparados por la continua mezcla de surfactantes dentro de a salmuera

114


antes que este pase por el alto corte de la mezcladora. La mezcladora

provee un suficiente corte para completar la dispersión del surfactante y la

viscosificación del fluido.

La viscoelasticidad del fluido suriactante puede ser usada en

fracturamiento de alta conductividad y en convencional tratamientos de

fracturas con alta permeabilidad. El original PERMPAC suriactante trabaja en

pozos en estas aplicaciones, pero cuesta una limitación de temperatura

menor que 140 F (60 C) usado ampliamente en Fracturamientos hidráulicos.

Recientes modificaciones para la estructura química de los surfactantes ha

reducido el costo del fluido y incrementar el límite de la temperatura a 200 F

(93), abriendo la puerta para la aplicación de fracturas hidráulicas

correspondientes.

El surfactante para fluidos con espumas es mezclado de el cuaternario

sal de amonio, erucyl bis (2 hidroxietil) metil amoniaco cloruro (derivado de

rapeseed del petróleo), con izo propano. El fluido con espuma es una mezcla

de surfactantes en la salmuera. La composición de la salmuera preferida

incluye 3% por peso 'de cloruro de amonio y 4% por peso de la solución de

cloruro de potasio. En temperaturas mayores que 150 °F (66°C), salicilato de

sodio es añadido como estabilizador. La concentración de surfactantes varía

de 0.7 a 4% por volumen.

La molécula de suriactante consiste de una cola hidrofóbica que tiene

22 átomos de carbono. La cabeza de grupo es hidrofilita, y es donde el

cuaternario grupo de amonio es localizado. Cuando el suriactante es añadido

para la salmuera, la molécula de suriactante agrega dentro de la estructura

en cual la cola del grupo hidrofóbico está adentro, y el hidrofilito grupo está

afuera. Tales estructuras son llamadas partículas. En caso de fluidos con

115


espumas, las partículas son en forma de varas o como gusanos. Si la

concentración del suriactante es acerca de la crítica concentración, las

partículas involucra el impedimento del movimiento del fluido. Tales

interacciones producen la viscosidad del fluido

La viscosidad del fluido con espuma es quebrado por dos

mecanismos: contacto con hidrocarburo o disolución por agua de formación.

Porque una o ambas de estas condiciones ocurren en pozos, Porque una o

ambas de esas condiciones ocurren en Fracturamientos de pozos, no

adicionales quebradores químicos son requeridos, sin embargo, hay algunos

aditivos comunes cuales pueden contribuir para quebrar el mecanismo.

Produce petróleo, condensado o gas seco afecta el ambiente eléctrico en el

fluido, disrumpen las partículas. Las partículas cambian de forma de varas a

esferas, y la viscosidad del fluido esta perdida porque las partículas no

pueden estar más involucradas. En el caso del agua de formación, la

disolución del fluido con espuma reduce la concentración del surfactante, y

116


las partículas en forma de vara no pueden mas involucrarse una con otras,

La aplicación de campo de este fluido ha sido bombeada. La presente

aplicación incluye pozos en cuales la productividad de las fractura o la

longitud de la fractura, es importante, la movilización del complejo equipo de

mezcla es dificultosa, o situaciones donde la limpieza es preocupante e

importante.

Operacionalmente, la preparación de fluidos con espuma es simple.

Porque no requiero hidratación de polímeros, la concentración de

surfactantes puede ser medida continuamente dentro de la salmuera para

fácil mezclado. No crosslinkers, quebradores u otro aditivo químico es

necesario. La mezcla de fluidos de fractura es simplificada para la

eliminación de variables debido a la hidratación del polímero y el efecto

quebrador y la necesidad para la extensiva medida y bombeo de sistema.

Además, este es una menor perdida debida para la eliminación del fondo de

tanque, el inbombeable fluido residuo remanente en el fondo del container

usado en los trabajos de mezclados.

Control de pérdida de fluido

Un distinto fluido de fractura al base polímeros, los fluidos con espuma

no forman una torta de filtrado como resultado dentro de la formación.

Consecuentemente, la tasa de perdida de fluido es esencialmente constante

con tiempo. También, el- distinto fluido base polímero donde la menor

viscosidad de la fase acuosa dentro de la matriz de formación, dejando la

mayoría de los sólidos atrás, todo el fluido con espuma con full viscosidad

dentro de la matriz. En formaciones con permeabilidad menor de 5 md, es

dificultoso para la elasticidad, para fluidos viscosos tales como fluidos con

117


espuma para entrar la garganta del medio poroso presente en la formación

del pozo.

Transporte del propante

La convencional línea directa para el transporte del propante es que la

viscosidad del fluido de fractura debe ser en menos de 100 cp en la tasa de

corte de 100 sec-1 o 50 cp en la tasa de corte de 170 sec-1. Esta línea recta

fue derivada de la experiencia con convencionales fluidos de fracturas base

polímeros cual comportamiento reólogico generalmente sigue el modelo

reólogico de power-law. Esta regla podría no ser aplicada para fluidos con

espuma.

La viscosidad del fluido de surfactante se comporta mas como un

fluido newtoniano, con una buena viscosidad aparente que se perfila a través

del espectrum de la tasa de corte. Este responde en forma diferente del más

acuoso sistema base polímeros. La viscoelasticidad del surfactante es de

corte delgado, pero 'Ia reología es completamente y no permanece en la

degradación de la viscosidad cuando es expuesta a altas condiciones de

corte. La viscosidad del fluido de surfactante provee una amplia viscosidad

para el transporte del propante en la fractura.

En la concentración del surfactante dada, la viscosidad de fluidos con

espuma puede decrecer con la temperatura relacionada es delgada puede

reducir por incremento de la concentración de surfactante o ajustando la

concentración de sal. Diferente a los sistemas convencionales de polímeros,

sin embargo la viscosidad no se degrada con el tiempo en la temperatura

dada. Hasta que el fluido es contaminado con hidrocarburos o diluido con

agua de formación, la viscosidad puede permanecer estable. El

118


comportamiento del fluido base surfactante difiere sustancial mente de los

fluidos base guar, Y la observación de laboratorio y la experiencia en . campo

tienen sugestividad en la viscosidad del fluido surfactante con viscosidad

bajo la convencional línea directa es eficiente y es capaz de colocar el

propante por diseño.

Estabilidad y reología de la espuma

Para ayudar a reducir el costo del fluido, mejora la eficiencia del fluido

y acelera la limpieza, el fluido con espuma tienen una mezcla con nitrógeno

para producir el fluido de fractura con espuma. Experimentos para cuantificar

la estabilidad y el comportamiento de esos sistemas para elevada

temperatura y presiones muestran la estabilidad de la espuma con medio

tiempo e cual mitad de la fase liquida ha separado excediendo 12 hr puede

obtenerse con fluidos con espuma conteniendo solo el surfactante como el

agente espumoso.

Para determinar la adecuada espuma para usarse en el campo, esto

fue necesario para conducir los experimentos para cuantificar su estabilidad

y comportamiento reólogico en elevadas temperaturas y presiones. La

prueba inicial fue conducida con el aparato de prueba SCR, cual usa una

jeringa caliente para bombear la alimentación de la fase liquida dentro del

generador de espuma. Una botella de nitrógeno con flujo digital controla la

alimentación de gas dentro del generador de espuma.

El paso de espuma por el cristal, deja la observación de la estructura

de la espuma y el tamaño de distribución de la burbuja. La vasija de

recolección con paredes de cristal es entonces llenada. La celda es

calentada por un baño de agua para controlar la temperatura. El generador

119


de espuma libres de polímeros y la celda de recolección puede ser presurada

a mayores de 1200 psi.

Cuatro fluidos base son probados, todos son preparados con 3% de

salmuera de cloruro de amonio y varia la concentración de surfactantes. La

espuma puede generarse acerca 1100 psi (7583 kPa) y temperatura

ambiente, entonces es bombeada dentro de la vasija de recolección

precalentada. La espuma fue evaluada en tres pruebas de temperatura:

110°F (43°C), 150°F (66 CO) y 190°F (88°C). Cada experiencia fue grabada

para mostrarse la textura de la espuma, espuma durante el llenado de la

vasija de recolección y la condición de la espuma después del

envejecimiento en la vasija de recolección. La media vida de la espuma

preparada de los fluidos con espuma en rangos mayores que 12 hr en

temperaturas de fluido menores que 150 °F a 40 min en 190°F.

En el laboratorio de estimulación, el comportamiento reólogico de la

espuma fue probada con fluidos base contendiendo 0.2 a 3.0% de

surfactante. En los fluidos de temperatura 75°F, el comportamiento reólogico

de la espuma fue evaluada en varias concentraciones y calidad de espuma.

En la mayoría de los casos, la máxima viscosidad fue alcanzada en calidad

de espuma aproximadamente el 80%. La fina y la más uniforme textura

fueron observadas en 70% de calidad de espuma. Este es una pequeña

diferencia en apariencia morfológica entre la espuma preparada de diferentes

composición de salmueras.

El resultado de estos experimentos muestra que el surfactante es un

excelente agente espumante por nuestra razón, y no adicional surfactante

son necesarios para producir la estabilidad de la espuma en el fluido de

fractura de mas de 50 a 90% de calidad para temperaturas menores de

120


175°F. En adicción, en 70 a 80% rango de calidad, mayores viscosidades

que los fluido base pueden ser obtenidas. Este efecto reduce la

concentración de surfactantes requeridas para preparar.

FUENTE: Dowell, estimulación de pozos

121


Retorno del fluido de fractura

Para maximizar la productividad del pozo, es esencialmente para

maximizar la limpieza de la fractura. Residuos de polímeros que quedan en

la fractura contribuyen significativamente para las bajas permeabilidad del

empaque del propante, dejando perdidas en la efectividad del tratamiento.

Siempre que una pequeña cantidad de porosidad perdida puede causar

mayor en la retención de la permeabilidad. Parámetros tales como tipo y

concentraciones de agentes de gelificación, crosslinker, quebradores,

temperaturas de reservorios, retorno de flujo y tiempo de cierre puede afectar

el grado para el daño a la permeabilidad. Para entenderse la relación de este

parámetro para la limpieza de la fractura, cuantificación de los polímeros en

el retorno del fluido es crucial.

Una básica asunción en esta limpieza de fractura puede producir

reservorio de fluidos en altas tasas. Pero como esta limpieza de la fractura

relata la producción un razonable análisis de que la masa dada de regreso

del polímero producido en dados volúmenes de espacio poroso disponible

para el flujo en el empaque del propante. Así, dentro de la equivalente

condiciones de reservorio, en directa relación puede existir entre el retorno

del polímero y producción. El convencional método de cuantificar la limpieza

de la hidráulica fractura ha sido reportado para el recobro del agua. Esta

cantidad puede afectarse por el agua de formación producida, y por lo tanto

puede ser imprecisa. Instantáneo, un colorimetrito método que envuelve un

phenol-sulfúrico ácido reacción es usada para la prueba de precisión el

regreso del fluido para guar o HEC.

122


Análisis de el fluido de fractura regresa para la superficie después del

fracturamiento hidráulico indica que solo 35% a 45% de el polímero base

guar que es bombeado durante el tratamiento regresa fuera del pozo durante

el periodo de 1 - 10 días. Así, es necesario para el fluido de fractura que se

pueda traer de vuelta a la superficie más eficientemente.

Un método de valoración de daño involucra una prueba de flujo de

núcleo. Una prueba de filtrado donde la conductividad esta en 12 in (30 cm)

núcleos de areniscas en diferenciales de presión de 1000 psi (6890 kPa).

Dos núcleos con permeabilidades probadas: 230 md a 1000 md. Los núcleos

fueron inundados con 40 Ibm/1000 gal de borato crosslinked guar, a 80-

Ibm/1000 gal polímero HEC y 4% de solución de fluido con espuma,

respectivamente. Después de la prueba de filtrado, el núcleo deja la perdida

de fluido en la celda, y la salmuera fue inyectada en la dirección opuesta. La

estabilidad de la tasas de flujo fue alcanzada para la determinada retención

de la permeabilidad. En caso de la inundación del flujo con fluidos con

espuma, el flujo comienza inmediatamente tanto que la salmuera es diluida y

quiebra el fluido. La inundación de núcleos guar y HEC tiene una significante

baja de permeabilidad, siempre después de 24 hrs de limpieza. Esta prueba

de flujo limpiamente indica que los residuos de polímeros pueden decrecer la

permeabilidad del núcleo. Los pozos tratados con fluidos con espuma

inicialmente el flujo regresa, lo último de la lechada puede todavía tener una

significante viscosidad si todavía no ha contactado con hidrocarburos yagua

de formación.

Para ayudar a limpiar el fluido de fractura durante el inicial retorno,

especialmente en presiones dentro del reservorio, pequeñas cantidades de

algún polar componente orgánico puede añadirse al final de la lechada para

123


el cierre. Usando en conjunto de correctas técnicas de retorno, este

procedimiento puede minimizar o eliminar tempranamente la productividad

de la arena.

GOMA GUAR

Según Rachel, C (2003), Goma es comestible, siembra de plantas de

polisacáridos de goma guar planta de frijoles por series aplastadas, cernidas

y etapas molidas. Goma guar tiene muchos usos en la comida, textiles,

papeles e industria minera, y adicionalmente para usarse en fracturas

hidráulicas de pozos petroleros, donde ha estado siendo usada desde el

1960.

Goma guar es linealmente con su basamente central aleatoria

sustituidas con galactosa con ramas de lado en radio de 1.6. Goma guar es

estudiada en solución acuosa a 0.75 wt% Y 1.5 wt%.

FORMULA DEL SISTEMA CON ESPUMA

Solución con partículas en forma de gusano

Según Rachel, C (2003), La solución con partículas en forma de

gusano es una solución acuosa de wt% de erucyl bis (2-hidroxetil) metil

cloruro de amonio (derivada de estuprado de semilla del petróleo) con iso-

propanol y 3 wt% cloruro de potasio.

Este sistema es comercializado por schlumberger como sistema de

fracturamiento con espuma. La estructura molecular consiste en una cola

hidrofobicas y hidrofilica cuaternaria de amoniaco encabeza el grupo.

124


La amplifilicas moléculas en forma de partículas en forma de gusano

(agregado de moléculas) en la salmuera (figura N° 23). La alta viscosidad es

debida al enredo de las partículas .

MECANISMO DE LAS ROCAS

Según NSI Technologies (2002), las propiedades geomecánicas se

miden de la siguiente manera:

Esfuerzo elástico o tensión (stress), deformación (strain) y las constantes elásticas Tensión S se define como la fuerza F por unidad de

área A: F/A, donde F es la fuerza aplicada uniformemente a una pequeña

superficie de área. Presión o tracción se refiere a la tensión dirigida

perpendicularmente al área, según sea ejercida hacia el cuerpo sobre que

actúa (presión) o en sentido contrario (tracción). La presión causa un

acortamiento en el interior del cuerpo, en que actúa, la tracción produce un

alargamiento en el interior del cuerpo, en que actúa. La deformación

longitudinal el es la relación entre el alargamiento o el acortamiento L\I

causado por una tensión y la longitud original I antes de la aplicación de la

tensión: el = L\ l/l. La deformación transversal ea se define como la relación

entre la variación del ancho L\ a causada por una tensión y el ancho L\

primitivo a del cuerpo antes de la aplicación de la tensión o tracción se refiere

a la tensión dirigida perpendicularmente al área, según sea ejercida hacia el

cuerpo sobre que actúa (presión) o en sentido contrario (tracción). La presión

causa un acortamiento en el interior del cuerpo, en que actúa, la tracción

produce un alargamiento en el interior del cuerpo, en que actúa. pozo es

producido (cerca para el 100% de solución de partículas en forma de gusano

devuelta en flujo, comparado para 35%-40% de goma guar solución). La

mayor desventaja de la solución con partículas en forma de gusano en

125


tratamientos de fracturas hidráulicas está contenida en un límite de

temperaturas,

Fuente: Dowel, estimulación de pozos

Crompesibilidad y modulo volumétrico.

Considerando un cuerpo de volumen V, que está sometido a una

fuerza de compresión uniforme en todas las direcciones y en consecuencia

disminuirá su volumen en una cantidad .1V, la compresión ejercida sobre

este cuerpo es proporcional a la deformación o es decir a la relación entre la

variación del volumen y el volumen primitivo de este cuerpo antes de la

aplicación de la compresión según: Compresión = k (.1 VN), en donde la

126


constante de proporcionalidad k se denomina compresibilidad. El valor

recíproco de la compresibilidad 1/k = k' = Compresiónl (.1 VN) se denomina

módulo volumétrico.

Existen las relaciones siguientes entre las constantes elásticas arriba

introducidas:

(46) 1.1 = 1[(2(1 + cr )] y k = El [3(1 - 2cr )]

Las ondas sísmicas se propagan en las sustancias sólidas de tal

modo, que la deformación de las partículas, que constituyen la sustancia

sólida, pasan por la sustancia con una velocidad

Deformación dilatación:

Deformación por dilatación es la relación de la variación en la distancia

entre dos puntos distintos y separados (A y B), que se produce por un

movimiento de dilatación, y de la distancia original entre estos dos puntos en

cuestión.

Calculo de las constantes elásticas

Según Jm Maillo (2003) A partir de los diagramas de tiempo de viaje

de la onda sísmica en función de la profundidad, se pueden obtener las

velocidades Vp y Vs, correspondientes a los materiales presentes a cada

profundidad. Una vez deducidas las velocidades de las ondas P y S, Y

conociendo la densidad del material (p), se pueden calcular las distintas

constantes elásticas de los materiales, tales como Poisson's Ratio, Shear

Modulus (G), Módulo de Young (E) y Bulk Modulus (K). Estas constantes

elásticas relacionan la magnitud de la deformación del cuerpo como

respuesta al esfuerzo aplicado, y son de suma importancia ya que

127


proporcionan información concerniente a la resistencia de las rocas. Son de

tipo cuantitativo, por lo que permiten predecir el comportamiento mecánico

de los macizos rocosos y son directamente aplicables dentro del diseño

ingenié riles, ya que éstas propiedades alimentan los modelos de predicción

matemática que permiten conocer el comportamiento de las estructuras

ingenierlles que se construyen sobre o en el interior de macizos rocosos.

Poisson's Ratio (,u):

Se refiere a la variación del diámetro de un cuerpo, con respecto a la

elongación del mismo, como respuesta a un esfuerzo perpendicular al

diámetro del objeto. A partir de las velocidades de las ondas sísmicas,

Shear Modulus (G): también conocido como Módulo de Rigidez, se

refiere a la resistencia de un cuerpo ante un esfuerzo de cizalla. A partir de

las velocidades sísmicas

Módulo de Young (E): se refiere a la resistencia que opone un cuerpo

ante un esfuerzo extensional. Con ayuda de las velocidades sísmicas.

Bulk Modulus o Módulo de Volumen (K): es la medida de la

respuesta de un cuerpo ante un esfuerzo compresional. Para obtener este

valor se utiliza la siguiente ecuación:

K = 1. (50)

Pruebas microfrac

128


Cuando se está fracturando formaciones con estratos, es importante

conocer cuales de los estratos de la zona productora, se fracturará más

fácilmente y cuales zonas de fronteras puedan tener potencial para permitir

que la fractura crezca fuera de la zona. Si las magnitudes del esfuerzo

principal mínimo in sitl,J smin), a través del intervalo de interés son

conocidas, la altura de fractura puede ser estimada utilizando un perfil de

propiedades de roca calibrado o un simulador 3-D de fracturas hidráulicas. El

esfuerzo principal mínimo en un punto de la formación, puede ser

determinado por un ensayo de inyección de microfractura. La microfractura

es una fractura pequeña creada por la inyección de un pequeño volumen de

fluido (10 - 20 galones) a una rata muy baja (3 - 25 gpm I 10 - 95 litlmin). El

esfuerzo principal mínimo es determinado del análisis de la caída de presión

después del cierre de la fractura. El esfuerzo principal mínimo es definido

como la presión requerida para mantener abierta una fractura. El esfuerzo y

la orientación del esfuerzo pueden ser usados para seleccionar la

profundidad y la dirección preferencial de un pozo horizontal. Los datos del

esfuerzo de microfractura también han sido usados en la resolución de

problemas de perforación y cementación y para la calibración del perfil de las

propiedades mecánicas de las rocas.

Los datos del esfuerzo de microfractura son mejor utilizados en

combinación con datos de pérdidas de fluidos calibrados por pruebas mi

nfrac. Aplicando los datos de esfuerzo y pérdida de fluido en un simulador de

diseño de fractura D, es posible optimizar el diseño del tratamiento de la

fractura y su volumen. Los ensayos de micro fractura pueden ser realizados

en hueco abierto o en hueco entubado. Desde un punto de vista teórico, los

ensayos micro frac a hueco abierto son el método preferido para obtener

smin), porque no existen interferencias del revestidor, del cañoneo o del

129


cemento. Algunos de estos ensayos son hechos en conjunto con un extenso

estudio de núcleo. El azimut de la fractura puede ser obtenido del ensayo

micro frac a hueco abierto. Si un ensayo de micro fractura es realizado en el

fondo de un pozo abierto, parte de la actual micro fractura puede ser

recuperada por un núcleo orientado. Correlacionando los datos de

orientación del núcleo con la fractura inducida recuperada, obtenemos el

azimut de la fractura. Debido a la forma como los esfuerzos son orientados

cuando el pozo está presurizado, una fractura está casi siempre cerca de ser

iniciada en el centro y fondo del pozo. Por esta razón, una parte de la

fractura es generalmente recobrada.

En el micro fracturamiento de una sección a hueco abierto, se necesita

prestar atención a cuatro juntos. Cuando sea posible se debe cañonear en el

medio de la zona de interés. Si el espesor de la formación lo permite, se

recomienda una longitud de 5 a 20 pies (1.5 -6.1m) de la zona aislada. Una

gran sección a hueco abierto requiere de una alta rata de inyección. En

muchos casos, el fondo (5 - 20 pies) del hueco es aislado con empacamiento

simple. El micro frac funciona mucho mejor si la fractura es iniciada en una

simple zona homogénea. Algunos problemas son inherentes al ensayo de

micro fractura a hoyo abierto. Si la formación es poco consolidada o frágil,

puede haber dificultades asentando la empacadura. Si la presión de

rompimiento es excesiva, entonces se requerirá peso adicional de la sarta

para mantener la empacadura de hueco abierto en su sitio.

El fracturamiento en hueco entubado es realizado de una manera

similar a aquella utilizada en los ensayos a hueco abierto, sin embargo,

mecánicamente este es más simple porque el empaca miento se asienta y se

suelta de manera segura. Además varias zonas pueden ser ensayadas en un

130


solo día. Uno o dos pies de la zona de interés son cañoneados con la carga

más grande y con la máxima densidad de tiros permitida (4 pf),

preferiblemente con ángulos de fase a 120 o F (90 o F puede ser usado en

algunos casos). Este tipo de ensayos tiene la ventaja de permitir ensayar

formaciones frágiles o pobremente consolidadas. El azimut de la fractura no

puede ser determinado del microfracturamiento en hueco entubado. El

revestidor, el cañoneo y la cementación pueden tener algún efecto sobre los

datos. Un micro fractura en hueco abierto puede ser utilizado usando la

columna de perforación que está ya en el hueco. En huecos abiertos o

entubados pueden ser usados fluidos que no causen daño a la formación.

Las mismas consideraciones son realizadas tanto en la selección del fluido

de microfracturamiento, como en otras operaciones de fracturamiento.

Algunos equipos especiales son requeridos para mantener la tasa de

inyección constante baja. Un pequeño émbolo puede ser instalado en una

bomba de fluido para asegurar la inyección de tasas bajas con adecuada

potencia (caballos de fuerza]. Un múltiple de inyección especializado puede

también ser usado para ayudar a mantener las tasas constantes requeridas.

El vólumen total de inyección puede ser mantenido de10-50 galones

(40- 90 litros). Cuando se ensaya una sección en hueco abierto, la pérdida

de fluido puede ser excesiva y mayores cantidades de líquidos son

requeridas. Esta pérdida de fluido puede ser calculada usando un ensayo de

filtración antes del rompimiento de la formación. De tres a cinco diferentes

ensayos de inyección son usualmente utilizados.

La caída de presión después del cierre es analizada para determinar

la presión de cierre de fractura. Si la pérdida de fluido es baja, el pozo puede

ser puesto a fluir a una rata constante más baja (1/2 - 3 gal/min, 1.9-5.7

131


liUmin). Es importante señalar que en el fondo y el cabezal del pozo deben

ser utilizados medidores de alta precisión.

Pruebas minifrac

El ensayo minifrac es distinto del microfrac arriba mencionado, aunque

ambos pueden ser utilizados para calcular los esfuerzos horizontales de la

formación. Hace algún tiempo ambos ensayos eran llamados minifrac ya que

involucraban pruebas de inyectividad en un yacimiento para obtener

información sobre la formación para realizar una fractura hidráulica completa.

Mas recientemente se ha separado ambos tipos de ensayos ya que sus

propósitos principales son distintos. El ensayo microfrac se utiliza

principalmente para determinar la magnitud del esfuerzo horizontal menor

mientras que el propósito principal del minifrac es obtener parámetros sobre

los fluidos de fracturamiento para optimizar el diseño de una fractura

hidráulica. El ensayo minifrac se realiza antes de un tratamiento de fractura

hidráulica.

1. Presión de cierre de la fractura y su tiempo de cierre asociado.

2. Eficiencia del fluido.

3. Coeficiente de pérdida de fluido basado en el modelo utilizado en el

simulador.

4. Dimensiones de la fractura basada en el modelo utilizado en el

simulador.

5. Magnitud y tasa de cambio de la presión de inyección en función de

la tasa de bombeo y el fluido inyectado..

132


El minifrac trabaja a las mismas altas tasas del fracturamiento

hidráulico principal (Barriles por minuto) sin embargo no se utiliza agente de

sostén. También se utiliza el mismo fluido de fracturamiento para poder

calibrar los parámetros arriba mencionados.

Por lo tanto el minifrac requiere del mismo equipo de fracturamiento

hidráulico principal el cual es más costoso.

133


TÉRMINOS BÁSICOS

Arcilla: tierra plástica, suave y de varios colores; formada por la

descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio.

Arena: material granular suelto, que resulta de la desintegración de

las rocas con frecuencia llamada sílice.

Arenamiento: fenómeno que ocurre una vez que se sobrepasa la

resistencia mecánica de la formación, ocasionando que se produzca arena

junto con los fluidos de formación

Arenisca: roca sedimentaría compuesta por granos de arena

cementados por sílice, carbonato de calcio, óxido de hierro, etc. roca común

en las acumulaciones de petróleo yagua.

Agente de sostén: material utilizado para empacar y mantener abierta

la fractura, también definido como Apuntalante.

Caída de presión: pérdida de presión en un sistema de circulación

por el roce entre un fluido en circulación y las paredes del conducto por

donde fluye.

Circulación: movimiento de un fluido impulsado por una bomba

durante la perforación, el fluido debe estar en circulación durante una

operación de cementación de un revestimiento, siempre debe de haber

buena circulación.

Circulación al reverso: Circulación por la cual se trata de extraer,

cualquier volumen de cemento o grava sobrante en la tubería usada para

134


transportarlo al pozo. La operación se efectúa circulando del anular a la

tubería.

Completación: Manera de completar un pozo para ponerlo a producir.

Completación con empaque con grava: Método de Completación

por el cual se coloca grava en la zona productiva para retener la producción

de arena de la formación y aumentar la permeabilidad relativa de la

formación. Se usa colocando una tubería ranurada en la zona productora.

Colgador: Dispositivo que se utiliza para colgar y/o colocar

herramientas en la tubería.

Conductividad: Se define como el producto entre la longitud y la

permeabilidad, expresada generalmente en md-pie.

Contenido de arena: Porcentaje en volumen de arena contenido en el

fluido del yacimiento. El contenido de arena debe de mantenerse la más bajo

posible, para evitar alteraciones en las propiedades del fluido y daños en el

equipo de circulación.

Control de arena: Conjunto de técnicas mediante las cuales se

elimina total o parcialmente la producción de sólidos que soportan cargas

provenientes de la formación productora y que se producen junto con los

hidrocarburos.

Conductividad de la fractura: Es una medida de capacidad de fluido

definida como el producto entre el ancho de la fractura y la permeabilidad del

manto del agente de sostén apuntalante. Comúnmente expresado en md-pie.

135


Daño a la formación: Reducción de la permeabilidad de las rocas de

la formación. Alteración del estado natural de la formación causado desde el

comienzo de las, perforaciones, hasta la invasión del filtrado del fluido de

perforación.

Elastómero: Elemento sellador de caucho, sello de goma entre la

empacadura y la tubería.

Emulsión: Líquido constituido por dos sustancias inmiscibles, una de

las cuales se halla dispersa en la otra en forma de gotas pequeñísimas. El

fluido de perforación es, generalmente una emulsión aceite-agua.

Emulsión invertida: Una emulsión donde la fase dispersa es agua y

la fase dispersante es el aceite.

Emulsificante: Compuesto químico usado para mantener una

emulsión.

Empaque con grava: es una técnica de control de arena en colocar

grava a manera de filtro, con el propósito de adecuadamente el espacio

anular entre el tubería de filtro y las paredes del hoyo.

Fracturamiento: consiste en bombear fluido con material apuntalante

dentro de la formación por arriba de su "presión de fractura".

Fracturamiento de alta conductividad: es una técnica que permite

establecer una ruta de alta permeabilidad que conecte la formación

productora con el pozo, logrando traspasar la zona de daño a la vez que se

estimula el pozo.

136


Fricción: resistencia al movimiento originado cuando dos superficies

están en contacto. donde se origina fricción. hay producción de calor. mínimo

contacto entre dos cuerpos, el cual genera intercambio de fuerzas.

Ganancial de producción: producción adicional de hidrocarburos por

la implantación de una estimulación, trabajo de reparación, etc.

Gel: estado de suspensión coloidal en el cual los esfuerzos de corte

por debajo de cierto valor finito, son incapaces de producir deformaciones

permanentes. los geles, generalmente se producen cuando las partículas

coloidales dispersas tienen gran afinidad con el medio dispersante.

Gradiente de fractura: variación de la presión de sobrecarga con la

profundidad. el, gradiente de sobrecarga normal es una libra por pulgada

cuadrada por cada pie de profundidad.

Gradiente de presión: se refiere a la variación de la presión con la

profundidad.

Goma guar Goma es comestible, siembra de plantas de polisacaridos

de goma guar planta de frijoles por series aplastadas, cernidas y etapas

molidas. Goma guar tiene muchos usos en la comida, textiles, papeles e

industria minera, y adicional mente para usarse en fracturas hidráulicas de

pozos petroleros, donde ha estado siendo usada desde el 1960. Goma guar

es linealmente con su basamente central aleatorica sustituidas con galactosa

con ramas de lado en radio de 1.6. Goma guar es estudiada en

solución .acuosa a 0.75 wt% Y 1.5 wt%

Grava: arena comercial con cierta granulometría, la cual es utilizada

para realizar los empaque tanto en las fracturas como en el pozo.

137


Sip: presión instantánea de cierre al parar el bombeo del preflujo para

la fractura.

Lutita: roca sedimentaría de granos muy finos, compuesta

esencialmente de arcilla. la lutita es la roca más común en las rocas

sedimentarias, presenta estructura laminar muy fina y friable.

Minifrac: prueba que se realiza para obtener parámetros sobre el

diseño de fracturas.

Mioceno: período geológico del cenozoico comprendido entre el

oligoceno infrayacente y el plioceno supreyacente, tuvo una duración de 12

millones de años

Permeabilidad: propiedad física que posee la roca de permitir el paso

de flujo de fluidos a través de ella..

Polimero: sustancia química obtenida de la unión de varias moléculas

de la misma clase.

Porosidad: cantidad de espacio poroso de una roca capacidad de

almacenaje de fluidos

Propante: es el agente de sostén que componen el fluido de fractura.

(Schlumberger 2003)

Potencial: máximo volumen de petróleo o gas que puede producir un

pozo.

138


Preflujo: volumen de fluido que se inyecta antes algún tratamiento y

tiene como finalidad separar los fluidos del tratamiento propiamente dicho, de

los del yacimiento ya que estos pudieran ser incompatibles.

Presión: relación existente entre la fuerza aplicada

perpendicularmente a un área en el cual dicha fuerza se distribuye. acción de

apretar o comprimir.

Presión de fondo: presión máxima esperada en el fondo de un pozo.

Presión de formación: presión a la cual los fluidos de un yacimiento

quedaron inicialmente entrampados en las rocas del subsuelo. también se

llama presión de las rocas o presión del yacimiento

Presión de fracturamiento: presión aplicada directamente a una

formación que sea capaz de originar una fractura en la misma. debe ser

mayor que la presión de sobrecarga en el punto de fractura.

Presión hidrostática: es la presión que existe en cualquier punto de

un pozo, creada por el peso de una columna estática de fluido.

Presión de operación: presión constante a la cual se desea realizar

un trabajo.

Saco: unidad de medida de sustancias granuladas o pulverizadas.

Sacos efectivos: son aquellos sacos que realmente tomó la

formación.

Sacos estimados: son aquellos sacos que se determinan

previamente antes de iniciar el bombeo de grava.

139


Sand cade: simulador que permite prevenir la producción de arena en

la cara de las perforaciones. desarrolla un tratamiento óptimo ejecutable para

pozos verticales y horizontales, perfecciona el diseño de la línea de trabajo y

calcula límites corrientes para evitar errores costosos y verifica límites de

presión para asegurar condiciones del funcionamiento aumentando al

máximo la producción de hidrocarburo

Suñactante: sustancia que afecta las propiedades superficiales de un

líquido o un sólido, concentrándose en la interface de los medios.

Tip screen out: técnica de estimulación que consiste en empacar la

fractura a una tasa controlada, induciendo arenamiento en la misma,

logrando un mayor ancho de fractura en la cara del pozo.

Viscosidad: propiedad que tiene un fluido a oponerse a su flujo

cuando se le aplica una fuerza. los fluidos de alta viscosidad presentan una

cierta resistencia a fluir; los fluidos de baja viscosidad fluyen con facilidad.

140

Sistema de fracturamiento con espuma libre de polímeros

uma libre de polímeros

Marco Metodológico 141



CAPITULO III

METODOLOGÍA UTILIZADA.

A continuación se explican las estrategias metodologícas, mediante el cual

se le dio vialidad a la información recopilada

TIPO DE INVESTIGACIÓN

Según Chávez (1994; p 1330), el tipo de investigación se determina de

acuerdo con el tipo de problema que se desea solucionar, objetivos que se

pretenden lograr y disponibilidad de recursos metodológicos.

Siguiendo esta idea, el presente estudio se clasificó siguiendo

diversos criterios. Por su propósito fue de carácter aplicado, debido a que se

le dio solución al problema formulado en un lapso determinado de tiempo

motivado al periodo en que se recolectó la información, por su alcance

temporal es longitudinal debido a que se estudia el fenómeno a lo largo del

tiempo.

Por su profundidad, se considera descriptiva ya que busca la medición

precisa de las variables que posee el sistema de fracturamiento con espuma

libre de polímeros para los yacimientos de baja presión con formaciones

heterogéneas y altos contenidos de arcillas.

Por sus fuentes, se considera de tipo mixto, ya que se usa datos 200

escritos: numéricos, estadísticos, imagen, archivos y manuales de la

empresa Schlumberger entre otros. La finalidad de los investigadores con el

diseño documental fue la de recolectar información a primarias y secundarios

de los objetos a estudio, por el lugar donde se desarrollan la investigación es

de campo, ya que se realizo observando el fenómeno en su ambiente natural




DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN

Según León H (2000, P 83), Consiste en el plan a seguir para dar

respuesta a la preguntas formuladas y para probar la hipótesis.

De acuerdo a la premisa anterior para dar mayores niveles de

profundidad al estudio; la investigación fue ampliada mediante diseños

mixtos: bibliográficos ó documentales y de campo. Fue documental; porque

la disertación se realizó sobre la base de la revisión bibliográfica;" en cuanto

a documentos partir de documentos escritos y no escritos, susceptibles a ser

analizados de forma cualitativa y cuantitativa; por lo que fue necesario la

inclusión de contenidos de orden teórico en el cual se reflejaron los

principios.

De igual forma se realizaron evaluaciones precisas, para determinar

influencias, correlaciones, distribuciones y el comportamiento de las

variables: "Sistema de fracturamiento con espuma libres de polímeros". El

diseño de campo, permitió a los investigadores recolectar la información para

el estudio a realizar en el sitio de objeto; es decir; pudiéndose conocer mas a

fondo el problema manejando datos reales con mayor veracidad y

confiabilidad.

Según Mario Tamayo y Tamayo(1956) la investigación descriptiva,

comprende la descripción, análisis, e interpretación de la naturaleza actual,

composición o proceso de los fenómenos. El enfoque se hace sobre

conclusiones dominantes o sobre una persona grupo o cosa se conduce o

funciona en el presente.




Con la descripción se señalan las particulas referentes a las

condiciones del fracturamiento con espuma libre de plimeros y dato de otros

métodos convencionales el los yacimientos de baja presión del lago de

Maracaibo.

POBLACIÓN

La población es la totalidad de los pozos a estudiar donde cada uno

posee características propias las cuales se estudian y dan origen a los datos

de la investigación.

Según "Busot, (1990)" define la población como un conjunto de elementos o

eventos afines en una o más características, tomando como una totalidad y

sobre lo cual se generalizaran las conclusiones de la investigación.

La población objeto de estudio estuvo constituida por un total de dos

(02) yacimientos B-1-X.03, B-2-X.68 de eoceno de lago de Maracaibo; los

cuales eran necesario un proceso de estimulación por fracturamiento

hidráulico con espuma); el cual se realizo en los años 1997 y 1998. Este

estudio se hizo en un periodo de tres meses donde se recopilo la información

a analizar; esta investigación fue comprendida entre junio del 2003 y

septiembre del 2003. Convirtiéndose el sistema de fracturamiento con

espumas diseñados por la empresa Schlumberger el punto central de la

investigación.

MUESTRA

Según Chávez, (1994)" afirma que la muestra es un subconjunto o

parte de la población, es una porción representativa de la población. Su

tamaño se determina por medio de rigurosos tratamientos estadísticos en la

investigación.




La muestra es de tipo intencional debido a la que se selecciono tuvo

motivada a la disponibilidad de la información recopilada con respecto al

fracturamiento con espuma libres de polímeros.

Se tomo como muestra una cantidad de 6 pozos ubicados en los

yacimientos B-1.X.03 y B-2.X.68 los cuales están distribuidos de la siguiente

manera

TABLA N °1

Muestra de pozos de los yacimientos B-1-X.03 Y B-2-X.68

B-1-X.03 B-O-X.68

PB-194 LL-3369

PB-446 LL-3361

PB-592

PB-701

Fuente: Dowel, estimulación de pozos.

TÉCNICA DE RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN

Sampieri, (1991) ,afirma que la recolección de datos implica tres

actividades primordiales: seleccionar un instrumento de medición, aplicar

este instrumento y preparar las mediciones obtenidas para su

posterior .análisis.




La técnica de recolección de datos consistió en lo siguiente: . Base de

datos de los yacimientos B-1-x.03 y B-2-x.68:

505 Km2 Sísmica 3D -

Descripción sedimento lógica de 3000 pies de núcleos * 5 MM

pies/curvas

Imágenes de Carpetas de Pozos

60 años de Historia de Producción

625 Pruebas de Presión (189 BU, 436 Est.) * Análisis de roca y

fluidos

Archivos del proceso de estimulación con espuma libre de

polímeros; en la empresa observada.

Archivos de gráficos y estadísticas de la página web de la empresa

Schlumberger.

Internet; mediante el cual se logro recopilar gran parte de la

información. . Resultados de pruebas de laboratorio realizadas por SAMAN,

tecnología integral en lodos de perforación y fractura.

El tipo de información lograda, provienen de dos fuentes:

Las primarias o información no abreviada en su forma

original se logro de los textos técnicos de cementación,

guías, diccionarios, manuales, anuarios y publicaciones

empresariales. De igual forma se detectaron informaciones

de revistas científicas, monografías y otros.




Secundarias o información abreviada, que sirvió a los

investigadores para dar información de las fuentes primarias;

entre ellas; estas citas bibliográficas de las investigaciones

realizadas, revistas, resúmenes, los catálogos de las

bibliotecas visitas, las reseñas, los índices bibliográficos y los

ficheros.

PROCEDIMIENTOS DE LA INVESTIGACIÓN

Para llevar a cabo el análisis de los resultados, los investigadores

organizaron los resultados sistemáticamente a través de varias etapas de

manera progresivamente ascendente. Los pasos fueron:

Se procedió a identificar el problema.

Una vez recopilada la información de la investigación consistió en

elaborar una base de datos de campo, en la cual se realizo un pre-diseño de

la fractura, se analizo en resultado de la prueba y por último se creo el diseño

definitivo de la fractura.

Se procedió a estudiar el procedimiento de la técnica de

fracturamiento " con espuma libre de polímero empleada. "

Se comparo los resultados obtenidos entre el fracturamiento con

espuma, libres de polímeros y el fracturamiento convencional para el análisis

comparativo. "

- Se recopilo la información necesaria para obtener los datos para el

modulo de young y el modulo de poisson.

Obtenidos los resultados de campo y los resultados de laboratorio se ;




elaboro un análisis.

- Se procedió a estudiar el procedimiento de la técnica de

fracturamiento " con espuma libre de polímero empleada. "

Se comparo los resultados obtenidos entre el fracturamiento con

espuma; libres de polímeros y el fracturamiento convencional para el análisis

comparativo. "

- Se recopilo la información necesaria para obtener los datos para el

modulo de young y el modulo de poisson. Obtenidos los resultados de campo

y los resultados de laboratorio se ; elaboro un análisis. Una vez efectuados

estos pasos, los investigadores analizaron a: explicar, ; hacer comparaciones

(analogías o discrepancias) establecer relaciones, facilitando la comprensión

para la construcción del cuerpo de recomendaciones.

TÉCNICA DE ANÁLISIS DE DATOS

Para el análisis de los datos de la investigación fueron realizadas las

siguientes tareas analizadas a través de una serie de estadísticas

descriptivas.

- Organizar toda la información recopilada durante el proceso de

investigación.

- Estudiar la información obtenidas en la investigación con respecto al

fracturamiento con espuma libre de polímeros.

-Interpretar las graficas elaboradas en la investigación para el análisis

de los resultados.




-Realizar un estudio de las mecánicas de las rocas para su ejecución

en la investigación.

OPERACIONALIZACION DE LA VARIABLE

En la tabla N°1 esta representada la OPERACIONALIZACION de la

variable la cual contiene los objetivos específicos, dimensión, indicadores,

técnicas de medición.

TABLA N°2

OPERACIÓN DE LAS VARIABLES

OBJETIVO

ESPECIFICODIMENSIÓN INDICADORES

TÉCNICA DE

MEDICIÓN

1. REALIZAR UN

ESTUDIO TÉCNICO

DEL

FRACTURAMIENTO

HIDRÁULICO PARA

POZOS DE BAJA

PRESIÓN

ESTUDIO TÉCNICO DEL

FRACTURAMIENTO

BAJA TAZA DE

PRODUCCIÓN

DATOS HISTÓRICOS

COMPORTAMIENTO

REPRODUCCIÓN

TRABAJOS

ANTERIORES

2. DESARROLLAR

EL DISEÑO DE

FLUIDOS DE

FRACTURA PARA

LOS SERVICIOS

DE

ESTIMULACIÓN.

FLUIDOS DE

FRACTURA

DISEÑO

PREPARACIÓN

MEZCLA

COMPORTAMIENTO

INFORMACIÓN PREVIA

A LOS FLUIDOS DE

FRACTURA

3. ANALIZAR EL

SISTEMA DE

ESPUMA LIBRE

SISTEMA DE

FRACTURAMIENTO

CON ESPUMA LIBRE

MODULO DE YOUNGY

POISSON PARA

EFECTOS DE




DE POLÍMEROS. DE POLÍMEROS COMPRESIÓN

APLASTAMIENTO

4. COMPARAR LA

TÉCNICA A

ESTUDIAR CON

LOS OTROS

MÉTODOS

MÉTODOS

CONVENCIONALES

PROCEDIMIENTO Y

TÉCNICAS

DATOS HISTÓRICOS

EMULSIONANTES Y

MATERIALES

DIVERGENTES



Análisis y resultados 151


CAPITULO IV

El análisis del sistema de fracturamiento con espuma libre de

polímeros diseñado en Schlumberger para los yacimientos B-1-X.O3 y B-2-

X.68 de baja presión en el lago de Maracaibo implicaba obtener la

información generalizada de los yacimientos y de los pozos fracturados.

Corresponde es estudiar los siguientes aspectos: la técnica, simular el

fracturamiento hidráulico, procedimiento de fractura. Analizar los resultados

de campo referente al comportamiento de producción de los pozos

fracturados, comparar el fracturamiento con espuma libre de polímeros con

técnicas convencionales, analizar los resultados de laboratorio. Por ultimo

analizar los parámetros de diseño de fractura y los parámetros mecánicos de

las rocas del pozo.

INFORMACIÓN DE LOS YACIMIENTOS ESTIMULADOS

Para optimizar la producción de las arenas "B" se utiliza la

construcción de Modelos Integrados de Yacimientos, basados en la

interpretación sísmica 3D, registros de pozos, análisis de roca, fluidos y

presiones. Los parámetros de mecánicos de roca (módulo de youngs y la

relación de poisson) son obtenidos para cada yacimiento de la interpretación

y procesamiento con modelos matemáticas de la información contenida en

los perfiles corridos a hoyo desnudo tales como de resistividad (ISF o DLL)

densidad (FDC), neutrón compensado (CNC) y sonido de amplio alcance.

CARACTERÍSTICAS DE LOS YACIMIENTOS B-1-X.O3 Y B-2-X.68 ESTIMULADOS

Con la finalidad de explicar detalladamente el estudio realizado se

presentaran a continuación las características más resaltantes de los



yacimientos estimulados con la técnica de fracturamiento hidráulico con

espuma libre de polímeros, así como las propiedades de la roca. y

consideraciones de diseño:

Yacimiento B-1-X.O3

Litólogicamente esta constituido por areniscas muy lenticulares,

ciertas cantidades de Kaolinita y mixed-layed, esta estructural mente

localizado a una profundidad de 1190 mts (3.900') y sus características

principales son las siguientes:

- Permeabilidad = 20 - 70 md. . Porosidad = 15%.

- Presión de yacimientos =600 psi . Gravedad de petróleo = 26 API.

- Viscosidad del petróleo = 3,0 cps.

- Gradiente de fractura = (0,54 psi/pie)

Yacimientos B-2-X.68

Este yacimiento litólogicamente, esta compuesto por areniscas

lenticulares, con alto contenido arcilla como kaolita, ilitas y mixed. Estas

estructural mente localizado a una profundidad de 1524 mts. (5000'pies) y

sus características principales son las siguientes:

- Permeabilidad = 20 - 40 md. . Porosidad = 14 %

- Presión de Yacimiento = 1700 psi . Gravedad del petróleo = 24 API.

- Viscosidad del petróleo = 3,3 cps.

- Gradiente de fractura = 0,2 kgs/mts (0,86 psi/pie)



INFORMACIÓN DE LOS POZOS

A continuación se presentara los datos fundamentales de los pozos

seleccionados como muestra para esta investigación los cuales están en dos

renglones los que han sido fracturados con espuma libres de polímeros y los

que han sido fracturados con técnicas convencionales con el fin de crear una

base de datos que permita realizar un análisis comparativo.

Pozo ll-3369 (B-2-X.68) fracturado con espuma

Datos básicos del pozo LL-3369

LOCALIZACIÓN: LL-G-23WT SEGREGACIÓN: SM

ÁREA: LL-Eoceno-frac EST. DE FLUJO: L-37

CONCESIÓN: A-241 ESTADO DEL POZO: PT-GL

YACIMIENTO: B-2-X.68

PROFUNDIDAD TOTAL: 8740 PIES TAPONAMIENTO: 5352 PIES

INTERVALO ABIERTO: 4014-4208 PIES

PRODUCCIÓN ACUMULADA: 72879 BLS. DE PETRÓLEO HASTA: 04/96

REGISTROS DISPONIBLES: IEL/GR-CCL

FLUIDO EN EL ESPACIO ANULAR: PETRÓLEO

PRESIÓN DEL YACIMIENTO: B-2-X.68 900 LPPC A 4400 PIES FECHA 1995

TOPE TEORICO DEL CEMENTO COND. REVEST. DE PROD

LOCALIZ: LIG-23wt CORROCION: a-241

SEGREG: sm ÁREA EOCENO FRAC

DATUM: 4400 PIES GRAD: 0.355 LPCA/PIE

FUENTE: Ministerio de Energia y Minas



HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO LL-3369

TERMINADO SUMARIO BPPD RGA %A %ARM ESTR PTF

30/03/1994 Completación

17/03/1994 FRACT

(UNA ETAPA)

29/03/1994 PRUEBA 77 987 1.2 11/2 180

01/04/1994 PRUEBA 62 2871 6.1 0 ½ 180

08/05/1994 POZO

EN GAS LIFE

17/05/1994 PRUEBA 99 1266 20 0 1.1/8 120

27/06/1994 PRUEBA 32 18 0 1.1/8 80

01/07/1994 PRUEBA 23 16 0 1.1/8 100

19/07/1994 PRUEBA 38 16 0 1.1/8 80

29/07/1994 PRUEBA 31 2 0 1.1/8 100

20/08/1994 PRUEBA 69 2 0 2.3/8 100

06/05/1995 PRUEBA 20 14 0 2.3/8 65

31/12/1995 PRUEBA 16 0 0 2.3/8

05/02/1996 PRUEBA 19 19 0 65

17/05/1996 PRUEBA 9 0 2.3/8 80

10/10/1996 PRUEBA 19 9.8 0 2.3/8 140

Muestra el pozo LL-3369 que fue completado como productor sencillo

el 30-03-94, en el yacimiento B-2-X.68, siendo cañoneado el intervalo 4014-

4208 pies previamente se le había realizado fracturamiento con espuma en

una etapa. Debido a que el pozo no respondió con el potencial esperado, es



muy probable que la estimulación no fue efectiva en cuanto al empaque y

longitud alcanzada, por el fluido empleado en la misma.

La prueba que arrojó posterior a la estimulación, fue 77 BNPD, 974

PN/BNP Y 1.2 % A Y S. Posteriormente esta tasa declina rápidamente a +/-

30 BNPD Y desde principios de 1995 hasta la actualidad su producción se

encuentra en 20 BNPD. Habiendo acumulado 75 MBNP. En vista que este

pozo presenta arenas adicionales por abrir y considerando que la primera

estimulación no fue efectiva, se recomienda cañonear el intervalo 3895'-

4002' selectivamente para posterior fracturamiento y evaluación, también se

recomienda recañonear las arenas ya abiertas con cañón de alta

penetración.

El pozo LL-131, vecino más cercano al LL-3369, ha llegado a

acumular cerca de 1 MMBls. de petróleo y actualmente produce con una tasa

de 90 BNPD, sin problemas de agua y ambos correlacionan bien, de manera

que se puede esperar una buena respuesta del pozo candidato, posterior al

fracturamiento Se recomendará realizar una toma de presión, de manera de

poder realizar un diseño adecuado de fractura.

Los intervalos cañoneados son:

4014' - 4034' 4066' - 4082'

4090' - 4108' 4128' - 4134'

4140' - 4150' 4188' - 4208'

El pozo LL- 3369 el cual ha sido fracturado con espumas libres de

polímeros.



DIAGRAMA MECÁNICO LL-3369 B-2-x.68



POZO PB-194(B-1-X.03) FRACTURADO CON ESPUMA

DATOS BÁSICOS DEL POZO PB-194

Localización: PB Segregación: sm

Área: EOCENO MORTE Est.de flujo

Concesión: A-241 Estado del pozo: pt-gl

Yacimiento: B-1-X.03

Profundidad total: Taponamiento: 5352 pies

Intervalo abierto: 3168-3375 sel.

Producción acumulada: 46419380 Bls de peroleo hasta: 1/1/99

Registros disponibles: IEL/GR-CCL

Fluidos en el espacio anular: petróleo

Presión del yacimiento: 584lpc Fecha:1995

Tope teorico del cemento: Cond. Revest. de prod

Localiz: llg-23wt Consecion:a-241

Segreg: sm Area eoceno frac

Datum. 3168 pies Grad: 0.391 lpca/pie



HISTORIA DE PRODUCCIÓN DEL POZO PB-194

COMPLETADO SUML/PTARIO BPPD RGP MPCGL %AYS PTP

21/11/1986 L/PT 187 3134 89 9.0 100

23/11/1986 L/PT 147 3673 360 9.0 100

01712/1986 L/PT 167 3275 119 9.0 120

Indica el proceso de excitación debido a que no fue capaz de producir

en flujo natural según código “d” por lo tanto basado en la incapacidad

mostrada por este pozo para fluir continuamente por flujo natural, se solicito

la instalación del equipo de levantamiento artificial.

DIAGRAMA MECANICO PB-194 B-1-X.03



POZO PB-446(B-1-X.03 FRACTURA CON ESPUMA


LOCALIZACIÓN: PB-RS-318 SEGREGACIÓN: RM

ÁREA: MIOSENO NORTE EST. DE FLUJO: L-37

CONCESIÓN: A-103 ESTADO DEL POZO: GL-PT


PROFUNDIDAD TOTAL: 3325 PIES TAPONAMIENTO:3281 PIES

INTERVALO ABIERTO:3175 PIES- 3182 PIES

PRODUCION ACUMULADA: 514442 BLS. DE PETRÓLEO HASTA: 04/96

REGISTROS DISPONIBLES IEL / GR – CCL

FLUIDO EN EL ESPACIO ANULAR: PETRÓLEO.

PRESIO DEL YACIMIENTO: 593 psia 593 LPPCA 4400 PIES FECHA:1991

TOPE TEIRICO DEL CEMENTO: +- 908 (CALC PARA HOYO DE 9-7/8 Y REND. DE 2.36 PC/Sx

COND. REVEST. DE PROD:1500 LPPC 2670 PIES

LOCALIZ: PB-RA-318 CONCESIÓN: A-241

DATUM: 4400 PIES ÁREA EOCENO FRAC

GRAD: 0.355 LPCA /PIE



HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO PB-446

COMPLETADO SUMARIO BPPD GRP %A %ARN ESTR PTP

17/10/1983 PRUEBA 185 3178 1” 60

04/12/1983 PRUEBA 102 3049 0.1 0.0 3/8”

23/10/1984 PRUEBA 100 3760 0.1 0.0 1/2" 100

29/09/1986 PRUEBA 120 3667 0.1 0.0 2-3/8” 100

22/02/1988 BARRA DE 1-3/4” LIMPIO

20/04/1988 PRUEBA 105 3114 0,4 0 2-3/8” 100

20/07/1988 PRUEBA 97 2330 0,2 0 2-3/8” 90

06/01/1990 BARRA DE 1-3/4” LIMPIO

90

17/09/1991 GL – PT

El pozo PB-446 fue completado el 05-10-77 como productor sencillo

del yacimiento LGINF-03, cañoneándose el intervalo 2725 '-2920' sel. El 06-

02-79 fue completado en el yacimiento SBARD-05 cañoneándose el intervalo

3172' - 3182'. En vista de que el pozo PB-446, está ubicado

estratégicamente con respecto a la trayectoria del pozo inclinado que se

perforará con objetivo en el yacimiento B-1-X.03, se tiene la necesidad de

perforar un hoyo piloto para obtener información que permita tomar

decisiones acertadas en la perforación del pozo inclinado en cuestión.

El hoyo piloto, en este caso, no es más que la sección de un pozo

perforado hasta la base del yacimiento objetivo y en la propia zona de interés

con el fin de tomar muestras de roca y fluidos para el análisis de laboratorio y



donde además se puedan tomar registros necesarios que permitan definir y

caracterizar todos las propiedades del yacimiento en dicha zona

Por lo que se recomienda realizar el siguiente procedimiento de

trabajo:

a) Con taladro de rehabilitación:

- Recuperar el forro rasurado.

- Cementar los intervalos abiertos en (2725'-2920' sel) y (3172'-

3182')

b) Con taladro de perforación:

- Profundizar desde 3316' hasta 3800

- Realizar fracturamiento con espuma, tomar Registros

- Bajar Completación.

c) Por plataforma:

- Realizar fractura

- Correr registros

Los intervalos cañoneados son:

2725' - 2730' 2804' - 2814' 2858' - 2863' 2910' - 2920'

2947' - 2949' 2981' - 2983'

3172' - 3182'



DIAGRAMA MECÁNICO PB–446 (B-1-X.03)

No se abrieron nuevos intervalos productores, el tratamiento consistió

en estimular los mismos intervalos presentes con fluidos con espuma libre de

polímero, no se cambiaron características importantes en la Completación.



POZO PB-701 (B-1-X.63). FRACTURADO CONVENCIONALMENTE

DATOS BÁSICOS DEL POZO PB –701

LOCALIZACIÓN: PB-R-160C1 SEGREGACIÓN: RM

ÁREA: EOCENO NORTE EST. DE FLUJO: PB-17

CONCESIÓN: A-100 ESTADO DEL POZO:GL(PT)


PRIOFUNDIDAD TOTAL: 3961 PIES TAPONAMIENTO: 53521

INTERVALO ABIERTO: 371OI - 3920 SEL

PRODUCCIÓN ACUMULADA: 409. 146 BLS BLS. DEPETROLEO HASTA: 04/96

REGISTROS DISPONIBLES: DLL-SP-GR-CN-DENS-GR/GR-CCL

FLUIDOS EN EL ESPACIO ANULAR: AGUA TRATADA

PRESIÓN DEL YACIMIENTO: B-2-X.68 900 LPPC a 44001 FECHA: 1995

TOPE TEORICO DEL CEMENTO: 8551 REV.DE PROD. TAPON 1500 LPPC a 30351

LOCALIZ: PB-R-16C1 CONCESIÓN: A-241

SEGREG:RM AREA EOCENO FRAC

DATUM:4400 PIES GRAD: 0,355 LPCA/PIE




COM,PLETADO SUMARIO BPPD RGP %A %ARN

ESTR

PTP

03-03-93 PRUEBA 239 87 1.4 0.0 2-

3/811

1

60

27-01.98 PRUEBA 134 669 3.4 0.0 - 10

0

El pozo PB-701 fue completado originalmente el 03-03-93 como

productor sencillo del yacimiento B-1-X.03, cañoneando en el intervalo 3710'-

3916' selectivamente.

Después de su Completación original, en el que se fracturó

hidráulicamente, el pozo produjo con buen potencial, pero su tasa de

producción ha venido declinando paulatinamente hasta tener actualmente +/-

65 BPPD, adicional mente se encuentra comunicado tubería-anular a nivel

del obturador de la Completación.

Considerando su historial de producción, así como existen arenas

prospectivas aun sin drenar. Con el objeto de incrementar el potencial del

pozo en estudio y eliminar la condición insegura, se propone el siguiente

procedimiento de trabajo.

- Sacar Completación.

- Eliminar comunicación.

- Preparar para fractura.

- Reinstalar equipo de LAG



- Cañonear los siguientes intervalos:

3355'-3370'(15') 3382'-3394'(12'}

3412'-3425'(13'} 3434'-3444'(10 '}

3464'-3470'(06') 3478'-3484'(06'}

3492'-3498'(06'} 3510'-3520'(1 O'}

Está el diagrama mecánico pertenecientes al pozo PB- . 701 el cual ha

sido fracturado mediante técnicas convencionales de fracturamiento

DIAGRAMA MECÁNICO PB-701 (B-1-X.03)

Fuente: Ministerio de Energía y Minas. (2003)



Para la estimulación con fluidos con espuma de este pozo fue

necesario abrir tres nuevos intervalos y realizar cambios importantes en la

Completación se le adiciono a la tubería de producción un nuevo mandril de

LAG para aumentar el potencial de producción. Se realizo un nuevo

espaciamiento de mandriles por lo tanto se cambiaron las distancias entre

uno y otros esto influyo en cambios en la ubicación de los obturadores.

-Colocar tapón de arena aislar el intervalo 3710'-3916'.

-Realizar fractura al intervalo 3355'- 3520' selectivamente.

-Realizar limpieza con la unidad de tubería continua.

Tiempo estimado: 5,0 días

Costo ppto: 271,8 MMBs

Se espera un potencial de 170 BPPD



POZO PB- 592 (B—X.68). FRACTURADO CONVENCIONALMENTE


LOCALIZACIÓN: PB-RS-318 SEGREGACIÓN: SM

ÁREA: MIOSENO NORTE EST. DE FLUJO: L-37

CONCESIÓN: A-103 ESTADO DEL POZO: PT- GL


PROFUNDIDAD TOTAL: 33251 TAPONAMIENTO: 53521

INTERVALO ABIERTO: 31721 - 31821

PRODUCCIÓN ACUMULADA: 514442 BLS. DE PETRÓLEO HASTA: 04/96


FLUIDO EN EL ESPACIO ANULAR:

PETRÓLEO

PRESIÓN DEL YACIMIENTO: B-2-X.68 593LPPC a 44001 FECHA: 1991

TOPE TEORICO DEL CEMENTO: COND. RVEST. DE PROD

LOCALIZ: llg- 23 wt CONSECION: a-241

SEGREG: sm AREA EOSENO FRAC

Datum: 4400 pies GRAD: 0.355 LPCA/PIE




TRABAJO COMPLETAD

O

SUMARIO BPPD RGP %A %ARN EST

R

FTP

PLATA 07/11/1987 ABRIO

ADICIONALME

NTE EL

INTERVALO

37201 37301A

10HPI SP=SS

15/11/1987

15/12/1987 PRUEBA 43 3163 4.0 0.0 3,/8 80

Realiza fractura método kiel en 6 etapas planificados pmax: 300 lppc. pmin = 880 lppc. con de arena: 2-4

lpg

22/12/1987 MUESTRA 3 1.1/8 90

19/01/1988 PRUEBA 282 1270 3 0,2 2.3/8 120

27/01/1988 PRUEBA 204 1809 20 0 2.3/8 100

06/06/1988 PRUEBA 209 144 0,8 0 2.3/8 80

22/10/1988 PRUEBA 151 881 1,4 0 2.3/8 80

15/05/1988 PRUEBA 207 1440 0,2 0 2.3/8 80

07/04/1989 PRUEBA 156 878 0,5 0,5 2.3/8



El pozo PB-592 fue completado originalmente como productor sencillo

del yacimiento B-1-X.03 el 19-08-84 cañoneándose el intervalo: 3745'- 4058'

selectivamente se instalo el equipo de LAG. A pesar de que el pozo produce

con buen potencial (+/- 150 bis.), este ha sido seleccionado para formar parte

del proyecto de disminución E diámetro de la tubería de producción,

tendiente a minimizar cantidad de levantamiento artificial.

Diagrama mecánico PB- 592 (B-2-X.68)

Para estimular este pozo con fluidos con espuma libres de polímeros

no se realizaron cambios drásticos en la Completación se reemplazaron

tuberías de producción para facilitar el flujo de las intervalos productores

hacia el pozo no fue necesario abrir nuevos intervalos para el tratamiento de

fractura



POZO LL-3361 (B-2-X.68) FRACTURADO CONVENCIONAL.

DATOS BÁSICOS DEL POZO LL-3361

LOCALIZACIÓN: LLP-131 SEGRAGACION: SM

ÁREA: MIOCENO NORTE EST. DE FLUJO: L-37

CONCESIÓN: A-103 ESTADO DEL POZO: PT- GL


PROFINDIDAD TOTAL: 60001 TAPONAMIENTO:

INTERVALO ABIERTO:

PRODICCION ACUMULADA: Bls DE PETRÓLEO HASTA:04/96

YAC: B-2-X.68


FLUIDO EN EL ESPACIO ANULAR:

PETRÓLEO.

PRESIÓN DEL YACIMIENTO:B-2-X.68 1605 LPPC a 44001 FECHA: 1991

TOPE TEORICO DEL CEMENTO COND. REVEST. DE PROD:

LOCALIZ: LLG – 23 W t CONCESIÓN: A –241

SEGRG: SM ÁREA EOCENO FRAC

DATUM: 51191 PIES GRAD: 0,355 LPCA/PIE



HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO LL-3361

COMPLETADO SUMARIO BPPD RGP %A %ARN ESTR PT

P

03-03-85 PRUEBA 150 200 3.0 - - -

27-01-89 PRUEBA 180 650 4.0 0.0 - -

03-03-92 PRUEBA 120 200 3.0 - - -

27-01-98 PRUEBA 250 650 4.0 0.0 - -

El pozo LL-3361 fue completado por primera vez en 1985 con una

tasa de producción de 150 BPPD Y luego fue fracturado por primera vez en

1989, luego en 1992 disminuyó considerablemente la tasa de producción y

se le realizo un segundo proceso de fracturamiento. Luego en 1998 se

realizo un tercer proceso de fracturamiento.

En la operación de estimulación se aplico en fracturamiento en 105

siguientes intervalos:

4635' - 4938'

5004' - 5749'



DIAGRAMA MECÁNICO LL-3361(B-2-X.68)

La estimulación de este pozo LL-3361 se fracturaron tres - intervalos

productores con fluidos con espuma libres de polímeros no se requirieron

cambios importantes en la Completación del pozo, No se realizaron cambios

en la tubería de producción ni en - espaciamiento de los mandriles de

levantamiento artificial colocados en la tubería de producción. - 242

TÉCNICA

La fase interna de la espuma consiste típicamente de 65% a 80% por

volumen de gas nitrógeno (calidad) con una fase externa de agua y un

agente espumante (surfactante), estos fluidos simples a base de nitrógeno,

aunados al avance tecnológicos en los sistemas de bombeo, son capaces de



transportar arena en concentraciones de 120 a 240 kg/m3 (1 a 2 Ibs/gal).

Estas bajas concentraciones han dado muy buenos resultados en

yacimientos de baja presión de areniscas, carbonatos y lutitas. El éxito de los

tratamientos iniciales se atribuye a la expansión del nitrógeno, lo cual permite

recuperar de la formación sustanciales cantidades de la fase líquida. Por otro

lado, los agentes gelificantes no fueron usados originalmente, por lo tanto, no

se formaban revoques de residuos de gel, lo que esta comprobado que daña

la cara de la fractura.

El éxito de las espumas a base nitrógeno en yacimientos de baja

presión y el desarrollo de equipos de bombeo criogénico de altas presiones,

extendió su aplicación a yacimientos de petróleos y gas de alta presión, para

lo cual, se requiere de una espuma o fluido fracturante que disponga de alta

viscosidad, un mejor control de filtrado, estabilidad para soportar las altas

temperaturas y un mayor poder de acarreo

PROCEDIMIENTO

En total se efectuaron (3) tres trabajos de fractura con espuma, los

cuales incluyeron pruebas de inyectividad (presellados con pelotas), registros

de temperatura en tratamiento principal y evaluación de la producción post-

fractura, en los pozos PB-446, PB-194, LL-3369 del área de Eoceno - Frac

del yacimiento B-1-X.03, B-2-X.68, cuyos resultados se analizaran.

El arena Eoceno - Frac, comprende las arenas de Edad eoceno

situados en los campos de la Costa Bolívar. Muchos yacimientos de estos

campos se encuentran en la etapa de máxima madurez y explotación, por lo

cual tienen bajas presiones de formación; además, están constituidas por

arenas muy heterogéneas con alto contenido de arcillas, donde las

convencionales técnicas utilizadas para las fracturas de pozos, causan



retrasos en la posterior recuperación de dichos fluidos y la no evaluación

temprana de los pozos, los cual originan mermas considerables en la

conductividad final de la zona fracturada.

En vista de esta situación se inicio la evaluación del uso de fluidos

bifásicos (espumas) en el pozo PB-446, perteneciente al yacimiento 8-1-

X.O3, utilizando un programa de simulación con resultados altamente

satisfactorios.

SIMULACIÓN

Se realizo varias simulaciones utilizando el programa de la empresa

Schlumberger para la simulación del fluido con espuma se tomo como

muestra el pozo P8-446. Esta simulación permitió conocer unos resultados

basados en programas matemáticos de fracturamiento hidráulico con

espuma y fracturamiento hidráulico con técnicas convencionales como si se

hubiera aplicado en el pozo P8-446. Los valores simulados son ancho de la

fractura, eficiencia de fluido, viscosidad aparente, concentración final de la

formación, capacidad de flujo del fluido.

Se pudo observar con el programa de simulación que en estos tipos

de yacimientos existe una mejor conductividad de la fractura y por lo tanto

quedaba comprobado que era pertinente la aplicación de espuma libre de

polímeros como fluido de fractura.

Prueba de inyectividad (Presellado con pelotas) El objeto de la prueba

de inyectividad, es determinar la presión instantánea de cierre de formación,

la cual es base para verificar el gradiente de fractura de la formación y

número de orificios de cañoneo que están tomando fluido durante la

operación, además conlleva a una igualización o creación de un plano de

fractura en caso de existir más de una zona cañoneada (espesor 750 pies).



después de ocurrir la fractura, se bombeó el material sellante (pelotas)

requeridos para sellar los orificios de cañoneo y luego se detiene el bombeo

donde se determino un gradiente de fractura.



Análisis de los resultados de campo

El pozo LL-3369 arrojo la producción esperada de 330 BPPD post fractura

generando un ganancial de 175 BPPD Y su comportamiento de producción

se ha mantenido considerablemente en el periodo de 7 meses luego de su

fracturamiento con espuma libres de polímeros disminuyendo 180 barriles de

producción durante este periodo de tiempo ya que presento problemas en el

equipo de levantamiento artificial lo cual fue necesario su reemplazo.

El pozo PB-194 logro la producción esperada obteniéndose un ganancial de

170 BPPD post fractura. Su tasa de producción decreciendo paulatinamente

en un tiempo de 12 meses 97 BPPD debido a problemas con el equipo de

levantamiento artificial lo cual amerito su reemplazo. El último registro de

producción es de 101 BPPD debido al problema planteado pero se considero

que el trabajo de fracturamiento fue exitoso ya que los objetivos fueron

inicialmente cumplidos.

Análisis y resultados


En el pozo PB-446 excelente comportamiento de flujo del pozo PB-446 el

cual generó un ganancial de 330 BPPD luego de la estimulación con el

fracturamiento con espuma libre de polímeros. Disminuyen su producción a

340 BPPD luego de 13 meses, no presento problemas en el equipo de

levantamiento artificial y fue el más eficiente trabajo de tratamiento de

fractura.

En el pozo PB-701 primer trabajo de fractura realizado en este pozo con

fluidos convencionales (guar, crosslinker), aumentaron su producción hasta



373 BPPD pero no se mantuvo con el tiempo y comenzó a declinar producto

de problemas generados posteriormente. Se observa la declinación muy

rápida de la producción de el pozos PB-701 perteneciente al yacimiento B-1-

X.O3, su taza comenzó a decrecer hasta llegar a 173 bis en un periodo de

diez meses. Se asume que fueron problemas de precipitado de los polímeros

que formaron sellos en los lentes de arenas productores los que

contribuyeron a la merma considerable de la producción.

El pozo PB-592 ha sido fracturado múltiples veces con fluidos

convencionales los cuales no han presentado mejoras significativas en su

producción la primera fractura fue con petróleo generando una producción de

300 bis/día luego esta bajo a 40 bis/día y fue necesario un refracturamiento

con fluidos convencionales base agua donde se elevo a 280 bIs/día.

Este pozo en el año 2003 se encuentra cerrado debido a que no se pudo

mantener una producción y esta en víspera de un proyecto de rehabilitación

que lo active nuevamente en producción.



muestra una comparación de producción entre el pozo PB-592 fracturado

convencionalmente y el pozo PB-194 fracturado con fluidos con espuma

libres de polímeros. Observándose en el octavo mes se realizo un

tratamiento de estimulación para el PB-592 y El PB-194 ambos

pertenecientes al yacimiento B-1-X.O3. La producción el PB-592 se

incremento considerablemente con las técnicas convencionales pero esta



mermo rápidamente a diferencia del PB -592 Comparación de producci

Comparación de comportamiento de producción. Para analizar el comportamiento de producción se procederá a realizar una

comparación de los pozos PB-3369 del yacimiento B-2-X.68, PB-194 y PB-

446 del yacimiento B-1-X.O3 fracturados con espuma libre de polímeros con

los pozos PB-3361 del yacimiento B-2-X.68 y PB-592, PB-701 del yacimiento

B-1-X.O3 fracturados convencionalmente.

Comparación de producción PB-701, PB-446



Muestra una comparación de producción entre el pozo PB-592 fracturado

convencionalmente y el pozo PB- 194 fracturado con espuma libre de

polímeros.

En muestra una comparación de producción entre el pozo LL-3361

fracturado convencionalmente y el pozo PB-3369 fracturado con fluidos con

espuma libres de polímeros. Como se puede observar en el grafico N° 23 en

el primer mes se realizo un tratamiento de estimulación para el PB-592 y El

PB-194 ambos pertenecientes al yacimiento B-2-X.68. Se obtuvo un



diferencial ganancial de producción de 130 BPPD aplicando fluido con

espuma libres de polímeros.

Procedimiento de mezcla Debido a que el procedimiento de mezcla de los fluidos con espuma libre de

polímeros no sigue patrones convencionales de mezcla es pertinente

analizar los mecanismos de mezcla.



ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS DE LABORATORIO

Para el estudio de las propiedades del fluido de fractura con espuma libre de

polímeros se utilizaran resultados de pruebas generales obtenidas de la base de datos

de la empresa Schlumberger.

Control de la pérdida de fluido Es un fluido de fractura distinto, el fluido con espuma no forma una torta de

filtrado como resultado de la filtración dentro de la formación.

Consecuentemente, la tasa de perdida de fluido es esencialmente constante

con tiempo.

Asimismo, es un fluido distinto al de base polímero donde la menor

viscosidad de la fase acuosa entra dentro de la matriz de formación, dejando

la mayoría de los sólidos atrás, todo el fluido con espuma con alta viscosidad

entra en la matriz.

En formaciones con permeabilidades menores de 5 md, es dificultosa la

elasticidad, de fluidos viscosos tales como fluidos con espuma para poder

entrar a medio poroso presente en la formación del pozo en tratamiento de

fractura.

Como resultado, la tasa de filtrado de fluidos con espuma, sin aditivos para la

perdida de fluido, es menor que el de 20 Ibm/1000 gal del fluido crosslinked

barato. En formaciones con una alta permeabilidad, los fluidos con espuma

es compatible con aditivos para la perdida de filtrado, y significa el

mejoramiento en la eficiencia del fluido de fractura en el pozo.



ANÁLISIS DE PARÁMETROS DE FRACTURAS

Consiste en crear una base de datos de estimulación, a partir de los

resultados de los reportes de Fracturamientos hidráulicos con espuma. Esta

base esta compuesta por los siguientes parámetros: Ancho de la fractura,

longitud, conductividad, FDC, presión de fractura, gradiente de fractura,

presión instantánea de cierre entre, tasa de bombeo, agente de sostén,

grava, modulo de young, modulo de Poissón presión de yacimiento,

permeabilidad del yacimiento, porosidad del yacimiento.

El objeto principal de crear esta base de datos de estimulación, fue con el fin

de determinar los valores utilizados por las compañías de servicios para cada

uno de los parámetros, tanto geomecánicos como de yacimiento; en el

momento de diseñar y ejecutar los trabajos de fracturamiento hidráulico con

espuma.

Para el análisis se realizaron una serie de gráficos de dispersión con el fin de

obtener o visual izar el comportamiento de los parámetros en estudio, a



través de puntos que indican el comportamiento de los mismos

pertenecientes a los pozos seleccionados en el estudio.

BASE DE DATOS DE LA ESTIMULACIÓN

Pozo Intervalo (Pie)

Presion (Psi)

Espesor (Pie)

K Yacimiento (md)

Long Frac (Pie)

"W" Ancho (pulg)

"C" Cond (md/pie)

PB-4462725'-

2920'600 190 70 144 0,52 18701

PB-1943055'-

3375'600 300 70 165 0,55 21207

LL-33693895'-

4002'1050 100 40 153 0,7 18372

PB-5923895'-

4058'620 300 50 165 0,6 9133

PB-7013355'-

3520'650 160 45 141 0,51 16896

LL-33615119'-

5241'1000 120 30 130 0,5 16830

2(continuación)

Pozo FCD (ADM)

P. Frac (psi)

G. Frac (psi/pie)

ISIP (psi)

Tasa de Bomba (bpm) Agente de Sosten

PB-446 1,8 1500 0,5 700 12 Arena Ottawa

PB-194 1,8 1400 0,5 750 10 Arena 20-40

LL-3369 2 2000 0,7 1200 12 Arena 20-40

PB-592 1,1 1600 0,6 800 20 Arena 20-40

PB-701 1,7 1900 0,68 800 21 Arena 20-40

LL-3361 1,6 2050 0,7 1050 23 Arena 20-40



Pozo Radio Equiv

M. Young (adim)

M. Poisson (adim)

Porosidad % Temperatura ºF Skin

PB-446 7 3,50E+05 0,25 17 170 -1

PB-194 7 2,45E+05 0,25 20 164 -1

LL-3369 7 1,75E+05 0,25 18 164 -11

PB-592 7 2,80E+05 0,25 14 180 1

PB-701 7 3,50E+05 0,25 25 140 -0,5

LL-3361 7 1,83E+05 0,25 22 145 0,5

LEYENDA DE LOS GRÁFICOS DE DISPERSIÓN

Para los gráficos de dispersión se realizo una leyenda identificada con

colores que permitan los pozos fracturados con espuma y los pozos

fracturados convencionalmente.

Pozo Yacimiento B-1.X.03 Yacimiento B-2.X.68 Metodo

PB-446 Espuma Espuma

PB-194 Espuma Espuma

LL-3369 Espuma Espuma

PB-592 Convencional Convencional

PB-701 Convencional

LL-3361 Convencional Convencional

Según el análisis del gráfico se observar tenemos que los valores de presión de

yacimiento comparados con los valores de presión de fractura, guardan relación, ya

que a medida que la presión de yacimiento se hace mayor, mayor es la presión de

fractura. Lo cual indica que la presión de fractura esta relacionado con la eficiencia



con que el fluido comunica su presión hidráulica a la presión de la roca. Es

importante tomar en cuenta que en pozos completados con perforaciones, la presión

de fractura se reduce a medida que aumenta el número de perforaciones, ya que la

densidad y orientaciones de la misma afectan a la presión de ruptura.

En este gráfico se obtuvo que la presión instantánea de cierre, no se aleja

mucho en diferencia con respecto a la presión de yacimientos, debido a que

él "ISIP" es la presión que se registra cuando todas las presiones de fricción

desaparecen dentro del pozo, quedando sólo la presión de la fractura y la

presión hidrostática.

También se observó que a medida que aumenta la presión de yacimiento

mayor es la presión instantánea de cierre.



Según el análisis del grafico presión de fractura Vs gradiente de fractura, la

presión de fractura varía según la profundidad y el gradiente de fractura.

Se obtuvo que estos parámetros no se mantienen constantes en función del

tiempo, ya que a medida que cambia las condiciones de yacimiento también

varían el gradiente de presión (acumulada de presión, inyección, entre otras).



Hay que tomar en cuenta que estos parámetros de conductividad y longitud

son de gran importancia para el diseño y ejecución del fracturamiento

hidráulico; ya que una alta conductividad de la fractura, combinada con una

buena longitud de la misma, y junto con el agente de sostén, puede resultar

efectiva para el incremento del índice de productividad de los pozos. fractura

mayor es la conductividad de la misma; pero todos estos dos parámetros en

estudio esta influenciado con la permeabilidad del yacimiento. Debido a esta

condición las fracturas hidráulicas deben ser cortas y de gran espesor. Sin

embargo, la longitud mínima de una fractura depende del tipo de fluido de

fractura, tasa de inyección del fluido fracturante, concentración, presión. Ya

que el fin es el de sobrepasar y conectar la zona plástica con la de la

formación.



En el grafico es importante mencionar que el crecimiento vertical

de la fractura depende de los esfuerzos actuantes dentro de la roca y sus propiedades.

Ya que si la fractura crece verticalmente y alcanza estratos con esfuerzos

mayores dentro de la roca, esta será limitada en cuanto a la altura de la

fractura, haciendo que el crecimiento de la fractura sea en longitud y/o

espesor.

Por el contrario si los estratos superiores o inferiores al estrato objetivo,

presenta esfuerzos menores, el crecimiento de la misma será fuera del

estrato de interés, es decir, mayor altura. Con lo cual sé lograría la

comunicación vertical de los estratos y con ello un aporte a la producción de

los mismos.

.

En ocasiones estos fluidos pueden ser indeseables (agua o gas). Es

importante mencionar, que la altura no tiene influencia directa sobre la

conductividad.



Sin embargo, obteniendo una mayor altura de la fractura, se obtendrá una

mayor área de producción, en el caso de que los estratos adyacentes al

estrato objetivo, contenga petróleo, y esto incidiría en un aumento del

ganancial.

Para la altura de la altura se reafirma el criterio de que un 1 BMP genera

entre 1 a 5 pies de altura de la fractura.

Y la tasas de bombeo será una tasas equivalente considerando la calidad de espuma requerida. El grafico a capacidad del yacimiento para conducir los fluidos hasta el pozo, afecta directamente la producción del pozo, ya que esta depende de la permeabilidad y espesor de la arena objetivo. la fractura. También se puede deducir que el 95% de los pozos en estudio se encuentre estimulado. Presentando un factor de daño entre 0.5 y 2.3.

Análisis de mecánicas de las rocas

Las propiedades mecánicas de las rocas se estiman con el objeto de optimizar las fracturas hidráulicas de la zona, con los datos obtenidos de los registros eléctricos, los tiempos de transito de las ondas compresionales y de corte. Existen dos métodos para medir las propiedades mecánicas a partir de ensayos



y datos de campo. Estos métodos pueden ser agrupados en dos grandes categorías: herramientas de perfilaje y métodos de campo. Estos últimos incluyen recobro de deformaciones inelásticas, ensayos a pozos.

Por medio del gráfico se definió la cantidad de sacos de grava a utilizar según la tasa

de bombeo. Baja tasas de bombeo, la cual se encuentra en un rango de 8 BPM a 12

BPM, sé utilizaría de 200@750 sxs de grava, alta tasa de bombeo, la cual se

encuentra en un rango de 14 BPM @ 20 BPM, sé utilizaría de 770@ 1100 sxs de

grava. También se observa que para mayores tasas de bombeo, se requiere mayor

cantidad de sacos de grava. Sin embargo este parámetro depende de otros factores

como la longitud de la fractura, el ancho, la concentración entre otros.



En este grafico se definen dos tasas de bombeo para diferentes valores de

concentración del fluido apuntalante, estas son las siguientes: Baja tasa de

bombeo, la cual se encuentra en un rango de 8 BPM a 12 BPM, con una

concentración de 4 Ibs/gal @12 Ibs/gal respectivamente en el tratamiento de

fractura.

la capacidad del yacimiento para conducir los fluidos hasta el pozo, afecta

directamente la producción del pozo, ya que esta depende la permeabilidad y

espesor de la arena objetivo.



se observa que el espesor de la arena no es un factor determinante en el

diseño de la fractura pero es importante determinar su comportamiento en

relación con la longitud de la fractura de la formación del pozo.



Según el análisis del gráfico , se observa que a mayor espesor de arena

objetivo, mayor es el valor de la conductividad de la fractura adimensional

(FCD), en el mismo se presentan dos zonas con diferencias en el valor de

FCD, las zonas son la de los espesores menores de 80' y los espesores

mayores de 80' respectivamente.

se observo que a medida que la conductividad se hace mayor debe ser la

taza de bombeo, por lo tanto se definen dos zonas de conductividad.



Es importante mencionar que para la zona de baja y moderada presión se

debe utilizar tasa de bombeo entre 10 Y 12 BPM, teniéndose para estas

zonas conductividades menores a 27000 md*pie.



CONCLUSIONES

Una vez agotado el trabajo de investigación, se concluye que se

lograron los objetivos planteados en el estudio.

Siguiendo el orden de los referidos objetivos, las deducciones de los

investigadores son:

1.- El principio fundamental del proceso de fracturamiento es el de

optimizar la productividad del pozo lo mas económicamente posible

aplicando presión a la roca para producir una falla o fractura en

circunstancias en donde la energía de presión del yacimiento se ha perdido

durante el tiempo.

2.- Los fluidos con espuma libres de polímeros son diseñados

utilizando un surfactante viscoelástico (VES) donde una salmuera es añadida

al fluido surfactante entonces se mezcla con el propante y es bombeado

hacia el pozo.

3.- Este fluido puede grandemente incrementar la productividad del

pozo a consecuencia del decrecimiento del factor de daño Skin en el pozo ya

que es capaz de transportar arenas en concentraciones de 1 a 2 Ibs/gal, en

yacimientos de baja presión de areniscas, carbonatos, y lutitas producto de la

expansión del nitrógeno en la formación que permite recuperar una gran

cantidad de fluidos.

4.- La técnica de fracturamiento hidráulico con espuma en yacimientos

de baja presión, generó una producción promedio por pozo 36 mts3/día (225

BPPD), obteniéndose 50% de incremento en comparación con las técnicas



convencionales. Los residuos de los fluidos convencionales provocan un

taponamiento del espacio poroso en el empaque del propante y este nuevo

fluido de fractura al no contener polímeros aporta una solución eficaz al

problema.



RECOMENDACIONES

Ante la necesidad de optimizar las operaciones de estimulación en la

empresa Schlumberger a fin de incrementar ante el cliente la imagen, el

prestigio y la proyección organizacional, los investigadores recomiendan:

1.- Implementación de un análisis nodal de producción que permita

identificar el tipo de daño en la formación y luego la realización de un

análisis petrofisico de la roca con el fin de determinar el método mas optimó

para la estimulación de pozos de baja presión.

2.- Desarrollar fluidos con espuma libres de polímeros con el

conocimiento de la aplicación y manipulación del nitrógeno o dióxido de

carbono y así como también las de los aditivos que lo componen el mismo

tales como cloruro de potasio, cloruro de amonio, nitrato de amonio, sal

orgánica J463 para así evitar cualquier daño material o humano durante el

proceso de mezcla y bombeo.

3.- Extender su utilización en trabajos de estimulación a través de

tubería continúa ya que su baja fricción y excelente transporte del propante

permite obtener altas tasas de bombeo alcanzando grandes profundidades

en zonas inaccesibles.

4.- Extender la aplicación de fluidos con espumas libres de polímeros

cada vez que encuentren yacimientos de baja presión con pozos que han

presentado decrecimiento de su índice de productividad producto de la

presencia de daño a la formación ocasionado por las diferentes

circunstancias adversas en los intervalos productores que impiden el correcto

paso del fluido hacia el pozo.



REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS.

TEXTO

- BABARESCO, Aura ( 1997) “ Las técnicas de la investigación” Edic.

Luz .Edit Arte grafica.

- MARTINES, Solymar “ El fracturamiento hidráulico” Caracas-

Venezuela.

- MELÉNDEZ, Maria (2002) “ Espumas Petroleras” P.D.V.S.A Cabimas

Zulia.

- MILLAN, Adolfo (2002) “ Laboratorio de estimulación “ Caracas

Venezuela.

- SAVINO, Carlos (2000) “ Procesos de investigación” Edit. Anuaco.

- SAMAN “Tecnología integral en lodos petroleros” “ Aditivos de

fractura.

OTRAS FUENTES.

- Internet;(2003)

- www.Slumberger.com

- www.Geodrillin.com

- www.P.D.V.S.A.COM


http://www.P.D.V.S.A.COM/

http://www.Geodrillin.com/

http://www.Slumberger.com/

tesis_completa_presentada.doc

Documents