tesis fractura hidraulica

8/12/2019 Tesis Fractura Hidraulica

1/98

Poza Rica de Hgo., Ver. Abril de 2011.

U NIVERSIDAD V ERACRUZANA

FACULTAD DE CIENCIAS QUMICASPOZA RICA - TUXPAN

PROPUESTA DE APLICACIN DE FLUIDOFRACTURANTE BASE ACEITE PARA POZOSPETROLEROS DE LA ZONA CHICONTEPEC,

VERACRUZ

TESIS

PARA APROBAR EL EXAMEN DEMOSTRATIVO DE LA EXPERIENCIAEDUCATIVA DE EXPERIENCIA RECEPCIONAL EN EL PROGRAMA DE

INGENIERA QUMICA

PRESENTA:

CASTILLO RAMOS KARINA DENISSE

CASTRO GARCA MAR YANNN

ASESOR

ING. LUIS ELAS CRDENAS PREZ


2/98


3/98


4/98

AGRADECIMIENTOS

Desde nia so con ser una mujer realizada en todos los aspectos, el da de hoy me realizoen uno de los ms importantes, concluyo mi carrera profesional y me invaden muchossentimientos por eso mismo quiero dar mis mas sinceros agradecimientos a personasrealmente importantes que a mi vida han dado mucho.

A Dios, mi mayor agradecimiento por darme la vida, agradezco por estos aos vividos, porla experiencia adquirida y por la sabidura que me ha dado.

Mama eres mi mayor motor, t que me diste la vida me has enseado a luchar sin tenertemor a nada. Ahora que termino esta etapa agradezco de todo corazn todas tusenseanzas y consejos. Como alguna vez me dijiste la vida no es una escalera de cristales yes verdad mama, nada es fcil en esta vida pero a tu lado si lo es. Infinitas gracias, teamo.

Queridos abuelitos, que puedo decir de ustedes, gracias por todo su cuidado, amor yternura. Gracias a ustedes estoy donde estoy y soy lo que soy. Los adoro y a ustedes dedicoeste gran triunfo en mi vida.

Papa Ricardo gracias por el cario y apoyo moral que siempre he recibido de ti, con el cualhe logrado culminar mi esfuerzo, terminando as mi carrera profesional, que es para m lamejor de las herencias.

Una parte muy importante en mi vida han sido mis hermanos, a los dos les agradezco su

amor y apoyo. Octavio, por ser mi compaero incondicional en los ltimos aos y por todoel amor y apoyo en situaciones buenas y malas. Te quiero mucho hermanito.

Enrique porque eres la personita que ms me motiva a seguir y, por que en ti veo a una persona triunfadora, estoy segura que en unos aos estar acompandote en tu graduacin.

Tambin estoy muy agradecida por todo el apoyo moral y por el cario que recibo de mistos y primos.

Parte fundamental de este logro se los debo a la familia Len Arteaga. Ustedes mebrindaron el calor de su hogar desde que era una nia, por los buenos ratos que pase contodos y cada uno de ustedes y sobre todo por ayudarme a crecer y a ser ms fuerte paraenfrentar la vida. Gracias

No puedo dejar de mencionar que todo lo que aprend durante esta etapa en gran parte selo debo a mis maestros, Por contribuir en mi formacin acadmica y por compartir todos


5/98

AGRADECIMIENTOS

sus conocimientos conmigo, siempre estar agradecida y convencida que no pude habetenido mejores maestros que ustedes.

Ing. Luis Elas Crdenas, por su apoyo en el mbito acadmico y tambin por ser mi amigole agradezco todos sus consejos, tiempo y cario. Lo aprecio y respeto mucho.

A Erick Alejandro Barrios Hernndez, por compartir sus conocimientos conmigo, pordarme la sugerencia de tema de tesis y por la informacin otorgada.

Al M.C Carlos Dzib por todo su apoyo en la realizacin de este trabajo, por brindarme suamistad, por darme la oportunidad y por creer en m.

A mis compaeros de trabajo Ing. Daniel Mercado e Ing. Octavio Cortes gracias a ambos por su apoyo en todo momento y por su amistad. Un agradecimiento tambin a toda el

rea de ingeniera porque siempre que solicite su ayuda siempre me la brindaron. A ustedes amigos, agradezco a la vida el haberlos conocido. Son unas personas muyimportantes para m, gracias por su amistad, su solidaridad y apoyo en muchascircunstancias que se nos presentaron durante el lapso de la carrera. Que Diosito los cuide y les otorgue lo mejor siempre. Los quiero mucho Karla, Ruth, Marce, Rox, Mahe, Leo,Jorge, Said y Ral.

Amiga y compaera de tesis Karina, a ti siempre te voy a agradecer por estar en mi vida, por luchar incansablemente por esta meta y por demostrarme amistad sincera. Te quieromucho amiga te deseo lo mejor de la vida.

Por ltimo quiero agradecer a mi jurado, Dr. Osvaldo R. Gonzlez Paredes, Ing. ErnestoGallardo Castn y al Ing. Luis Elas Crdenas Prez.

Gracias por revisar cuidadosamente este trabajo y por darnos comentarios constructivosacerca del mismo para que de esta manera se presentara un buen trabajo.

Mis ms sinceros agradecimientos a todos los que han formado parte de mi crecimiento.

Mar Yannn Castro Garca


6/98

AGRADECIMIENTOS

A Dios:

Gracias por caminar conmigo de la mano yhacerme saber que tu amor me acompaar

toda la vida.

Por cuidar a mi familia y poner en mcorazn la fe de que mis sueos, en ti Seor

se cumplirn.

A mi madre:

Gracias por acompaarme siempre en todomomento de dificultad, por los aos que mehas dado y el amor que me has regalado cada

uno de ellos.

Que dios te bendiga y te guarde para queests siempre a mi lado.

A mi padre:

Gracias por estar siempre a conmigo, por tutiempo y concejos, por la confianza que

siempre depositaste en m, que la vida me permita agradecerte aunque sea un poquito

lo mucho que me has dado.

A mi hermana:

Gracias por ser mi amiga, por escucharme y por estar para m cuando te he necesitado.

Por ser la mejor hermana que pude habertenido.

A mi hermano:

Gracias por ser mi hermanito, con el que puedo pelear y despus reconciliarme, peroque tambin s que siempre podr contar.

A mi sobrina:

Gracias por ser la pequeita que lleg ailuminar mi vida y mi corazn. Por que eresun solecito que me ayuda a despertar cada

maana. Te quiero nena.

A mi familia:

A mis abuelitos por el amor y la experienciaque hubo en cada uno de sus concejos. A mis

tos por las muestras de afecto recibidas y por que siempre se han mostrado dispuestosa ayudarme cuando los he necesitado. A mis

primos, por sus buenos deseos. A todos gracias.

A mis amigos:

Por la amistad sincera que me brindaron,todas las cosas que viv con ustedes se

quedar grabado por siempre en mi corazn,muchas gracias.

A mi otra familia:

A mis padres por que creen en m y con

afecto me ensean que puedo esconderme enla mano del Seor y nada me separar de su

amor. A mis hermanos y tos por que suamistad y cario me acompaan siempre.

Gracias.

Karina Denisse Castillo Ramos


7/98

AGRADECIMIENTOS

A quienes me permitieron realizar este trabajo de tesis:

A mi compaera de tesis:

Por ser m amiga, por estar conmigo durante

todo este tiempo y por ensearme a confiar ycreer en la amistad desinteresada, gracias.Espero con el corazn que Dios te bendiga

siempre.

A mi asesor de tesis:

El Ing. Luis Elas Crdenas Prez:

Por compartir sus conocimientos y amistad,

por la ayuda para la culminacin de estetrabajo, muchas gracias. Que Dios gue su

camino cada da.

Al Mtro Carlos Dzib Martnez:

Por su incondicional apoyo durante toda larealizacin de la tesis, por que con sus

sugerencias se pudo finalizar ste trabajo. Yms que por otra cosa por su valiosa

amistad. Muchas gracias.

A todo el personal del Laboratoriode BJ Services Company:

Por recibirme y estar siempre disponibles para compartir sus conocimientos, por

prestar las instalaciones, material y equipo para la realizacin de ste trabajo y por su

amistad. Muchas gracias.

Al personal de la Coordinacin deTransporte y Distribucin de

Hidrocarburos:

Por abrirme sus puertas y permitirmeaprender a desarrollarme como persona y

profesionista, por que con sus enseanzashoy se que puedo llegar hasta donde yo

misma me lo proponga. Gracias.

Al QI Erick Alejandro BarriosHernndez

Por la sugerencia de elaborar ste trabajorecepcional y por proporcionar la

informacin y el asesoramiento para surealizacin. Gracias.

A la Ing Karina Rodrguez Ros:

Por su comprensin y disposicin de

enseanza, por los consejos y buenos deseosque siempre ha mostrado para conmigo,muchas, muchas gracias, que Dios le bendiga

siempre y en todo lugar.

A quienes me apoyaron durante la realizacin de mi servicio social:



8/98

AGRADECIMIENTOS

A todo el personal del Laboratoriode Control de Calidad de

Hidrocarburos:

Por todo el apoyo y amistad que me

brindaron, as como lo que me permitieronaprender de ustedes, muchas gracias.

Al personal de la Facultad de Ciencias Qumicas:

Al jurado:

Dr Osvaldo R Gonzlez Paredes

Ing Ernesto Gallardo Castn

Ing Luis Elas Crdenas Prez

Gracias por dedicar un poco de su tiempo para revisar y corregir este trabajo y por

compartir sus conocimientos para garantizarel desarrollo correcto del mismo.

A mis maestros:

A todos aquellos que con sus enseanzas

ayudaron a formarme como profesionista y por hacerme saber que la mejor forma detener xito es ser constante y disciplinada.

Muchas gracias.

Gracias a todas las personas que junto conmigo fueron parte de este logro.



9/98

CONTENIDO

PGINARESUMEN 1I. INTRODUCCIN 21.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 3

1.2 JUSTIFICACIN 41.3 OBJETIVO GENERAL 51.3.1 OBJETIVOS ESPECFICOS 51.4 HIPTESIS 51.5 ALCANCE 5

II. FUNDAMENTOS TERICOS 72.1 FRACTURAMIENTO HIDRULICO 72.2 PROPIEDADES DE UN FLUIDO FRACTURANTE 102.3 CLASIFICACIN DE LOS FLUIDOS FRACTURANTES 102.3.1 Fluidos base agua 10

2.3.2 Fluidos base aceite14

2.3.3 Fluidos base alcohol 152.3.4 Fluidos fracturantes de emulsin 162.3.5 Fluidos base espuma 162.3.6 Fluidos fracturantes energizados 172.4 ADITIVOS PARA FLUIDOS FRACTURANTES 182.4.1 Bactericidas 182.4.2 Rompedores 182.4.3 Buffers 192.4.4 Surfactantes y demulsificantes 192.4.5 Arcillas estabilizadoras 202.5 CARACTERIZACIN DE LOS FLUIDOS FRACTURANTES 22

2.5.1 Reologa 232.6 PROPIEDADES DE LOS APUNTALANTES 232.7 DAO A LA FORMACIN 272.7.1 Efectos de dao a la formacin 282.8 TIEMPO DE RECUPERACIN DE LA INVERSIN 29

III. METODOLOGA 303.1 SISTEMA BASE POLIMRICA 303.2 SISTEMA BASE ACEITE 343.3 PREPARACIN DE SISTEMA FRACTURANTE BASE ACEITE DECANTADO

38

3.3.1 Mtodo de la Centrfuga. 393.3.2 Presin de Vapor 403.3.3 Composicional de Aceite 423.3.4 Cierre de Vortex 453.3.5 Compatibil idad 493.3.6 Control de Calidad de Apuntalante 513.3.7 Sustentabilidad 533.3.8 Reologas 543.3.9 Malla 100 56


10/98

CONTENIDO

IV. RESULTADOS 584.1 PREPARACIN DE SISTEMA FRACTURANTE 594.2 ANLISIS COMPARATIVO 604.3 COSTOS DEL FRACTURAMIENTO 654.4 RESULTADOS DEL FRACTURAMIENTO 69

V. CONCLUSIONES 75BIBLIOGRAFA 76 ANEXOS 79


11/98

LISTA DE TABLAS

PGINAS

3.1 Caractersticas del aceite del pozo Horcones 386 30

3.2 Caractersticas del agua de formacin del pozo Horcones 386 30

3.3 Requerimientos especficos para el agua utilizada en el fluidobase polimrica. 31

3.4 Resultados de la prueba de muestra de agua de la Garza. 31

3.5 Concentraciones de aditivos para sistema base polimrica paralas diferentes temperaturas de pozo.

32

3.6 Caractersticas de aceite de formacin del pozo Horcones 332 34

3.7 Caractersticas del agua de formacin del pozo Horcones 332 34

3.8 Resultados de la prueba de muestra de aceite cclico. 35

3.9 Concentraciones de reactivos para sistema base aceite para lasdiferentes temperaturas de pozo.

36

3.10 Caractersticas del aceite del pozo Horcones 296. 38

3.11 Caractersticas del agua de formacin del pozo Horcones 296. 38

3.12 Propuesta de sistemas de fluidos base aceite decantado,preparados a diferente concentracin.

48

3.13 Mallas requeridas para control de calidad de Apuntalante 51

4.1 Pesos registrados de la Composicin del Aceite Decantado. 58

4.2 Observaciones del comportamiento de cada sistema de fluidobase aceite decantado.

60

4.3 Resultados de los pesos de la muestra de arena. 61

4.4 Resultados de reologas del sistema polimrico sin rompedor(S/R) y con rompedor (C/R) con 1gpt y 2gpt.

62

4.5 Resultados de reologas obtenidas en el sistema base aceitecclico a diferentes concentraciones de aditivo rompedor.

63

4.6 Resultados de reologas obtenidas en el sistema base aceitedecantado a diferentes concentraciones de aditivo rompedor.

64

4.7 Cantidad de productos utilizados para el fracturamiento basepolimrica.

66


12/98

LISTA DE TABLAS

4.8 Cantidad de productos utilizados para el fracturamiento baseaceite cclico.

66

4.9 Precio comercial de los productos utilizados para fracturamientoy el producto propuesto como base para fractura.

67

4.10 Comparacin de costos de fracturamiento. 68

4.11 Produccin del pozo Horcones 386 posterior al fracturamientobase polimrica.

69

4.12 Prdida econmica en dlares debida a prdida en produccinpor dao a la formacin.

73

4.13 Produccin del pozo Horcones 386 posterior al fracturamientobase aceite cclico.

73

1. Mallas recomendadas para control de calidad de apuntalante. 83


13/98

LISTA DE FIGURAS

PGINAS

2.1 El efecto de dao de la formacin en la productividad del pozo. 28

3.1 Sistema polimrico con apuntalante. 33

3.2 Sistema base aceite cclico 373.3 Porcentaje de slidos, agua, emulsin y aceite en muestra de

aceite decantado.

40

3.4 Equipo de presin de vapor ensamblado. 42

3.5 Resultados de la prueba de Composicional. 45

3.6 (a) Cierre de vortex, (b) Tiempo de coronacin y (c) Tiempo de

liberacin.

47

3.7 Sistema base aceite decantado 48

3.8 Separacin de los sistemas polimrico (a), aceite cclico (b) y

aceite decantado (d) con el crudo procedente del Pozo Horcones

296.

50

3.9 (a) Arena Sand White 12/20 y (b) Tamizador. 52

3.10 Sistemas con apuntalante decantado. 54

3.11 Pantalla principal del programa. 54

3.12 (a) Rotor del Fann 50 (b) Fann 50 y Computer control

quantum software

56

3.13 (a) Filtracin de sistemas polimrico (a), aceite cclico (b) y

aceite decantado (c).

57

4.1 Grfico de comportamiento reolgico del sstema polimrico. 62

4.2 Grfico de comportamiento reolgico del sistema base aceite

cclico.

63

4.3 Grfico de comportamiento reolgico del sstema base aceite

decantado.

64

4.4 Grfico de comportamiento reolgico de los tres sistemas. 65

4.5 Grfico de la produccin del pozo Horcones 386. 70

4.6 Efecto de dao a la formacin en la productividad del pozo

Horcones 386.

72

4.7 Grfico de la produccin del pozo Horcones 332. 74

1. Anlisis de Agua. 79


14/98

LISTA DE FIGURAS

2. Anlisis de Arena Sand White malla 12/20. 80

3. Reologa Sistema Base Polimrica. 80

4. Anlisis Composicional de Aceite 81

5. Anlisis de Arena Sand White malla 12/20. 82

6. Reologa Sistema Base Polimrica. 82


15/98

RESUMEN

1

La estimulacin de pozos productores de hidrocarburos por medio de la fractura

hidrulica de la formacin es una prctica frecuente que permite incrementar los

niveles de produccin del pozo. El tratamiento consiste en generar una fractura en

la formacin mediante el bombeo de fluidos con propiedades reolgicas definidas.

Estos fluidos deben tener la capacidad de transportar el apuntalante al interior de

la fractura a manera de evitar su cierre cuando se finaliza la operacin. As mismo

el fluido debe generar el menor dao posible a la formacin, minimizando la

concentracin de residuos insolubles que afecten la produccin del pozo, adems

de ser un fluido econmicamente rentable.

Hoy da el uso de fluidos base polimrica ha probado ser un procedimiento

efectivo y econmico en las fracturas llevadas a cabo en los pozos, sin embargo,debido a la existencia de polmeros presentes a partir de su constitucin, su

eficiencia dentro de la formacin fracturada puede verse reducida.

Tambin se han realizado tratamientos con aceite cclico, que resulta ser un

tratamiento efectivo aunque se debe de tomar en cuenta, es un tratamiento mucho

ms costoso que uno con fluido base polmero.

En esta tesis se propone la aplicacin de un sistema base aceite decantado para

la realizacin del tratamiento de fractura en pozos de la zona Chicontepec.

Mediante la realizacin de las pruebas se determina que las caractersticas del

aceite decantado son funcionales para la elaboracin del fluido. Al llevar a cabo

las pruebas para su preparacin y verificar si el aceite; gelifica, es compatible con

los fluidos de la formacin, sustenta el apuntalante, mantiene la viscosidad y no

genera residuos, se observa que su comportamiento cumple con lo esperado por

lo que el aceite decantado en una opcin que puede aplicarse en pozos como

base de fluidos de fractura.


16/98

I. INTRODUCCIN

2

I. INTRODUCCIN

La industria del petrleo es la ms grande debido al impacto que tiene en laeconoma y en la vida a nivel nacional. La obtencin de petrleo para Mxico

resulta un reto actual, por lo que el pas necesita de alternativas para extraer el

petrleo, debido a esto se han buscado tcnicas y nuevos procedimientos que

garanticen la explotacin adecuada de los recursos petroleros.

Es por este motivo que los pozos en produccin de cualquier zona en el pas se

ven sometidos a una, dos o tres etapas para lograr su produccin 1; stas son

llamadas etapa primaria, secundaria y terciaria; la etapa primaria es en la cual la

presin misma del pozo es aprovechada para la extraccin del crudo, en la etapa

secundaria se perforan pozos adicionales a travs de los cuales se inyecta agua

que permite desplazar los hidrocarburos a los pozos productores y la tercera etapa

es en la que interviene el laboratorio y consiste en inyectar agentes qumicos al

yacimiento mediante los cuales se pueden obtener cantidades adicionales de

hidrocarburos.

El fracturamiento hidrulico forma parte de esta etapa terciaria o mejorada;

consiste en mezclar qumicos especiales para obtener fluidos fracturantesadecuados y entonces bombear el fluido dentro de la zona establecida a

regmenes y presiones suficientemente altas para propiciar y extender una fractura

hidrulicamente.

Al disminuir la viscosidad fluye de regreso dejando en la fractura el agente

apuntalante altamente conductivo para que el aceite y/o gas fluya fcilmente

desde las extremidades de la formacin hacia fuera del pozo.

Existen dos razones por las cuales se realiza un tratamiento de fractura en un

pozo: para incrementar su produccin o su inyectividad.

1 Desplazamiento de aceite por agua en medios porosos fracturados vugulares. Ciencia Ergo Sum, volumen 8, nmero uno, Universidad Autnoma del Estado de Mxico, Toluca Mxico.


17/98

I. INTRODUCCIN

3

Es por ello que el fracturamiento hidrulico se ha convertido, en la ltima dcada,

en una de las operaciones ms importantes en la terminacin de pozos.

En Mxico, su uso ms frecuente se ha dado en la cuenca de Burgos, tambin se

ha usado en pozos del Paleocanal de Chicontepec que esta localizado en la

porcin central y este de la Republica Mexicana sobre la planicie costera del Golfo

de Mxico, comprendida entre los estados de Veracruz, Puebla, Tamaulipas y las

estribaciones de la Sierra Madre Oriental. Debido a las caractersticas especiales

del suelo de Chicontepec, esta zona petrolera ha requerido la intervencin de

fracturas para estabilizar la produccin de sus pozos.

Actualmente son utilizados sistemas base polimrica y base aceite para sufracturamiento; en este trabajo se propone la utilizacin de un fluido fracturante

que tenga como base aceite decantado y as este diseo respete las

caractersticas de la zona Chicontepec.

Para representar las caractersticas de diseo especficas de la zona Chicontepec

se eligen dos pozos que ya fueron sometidos a un tratamiento de fractura; el

primero Horcones 386 se fractur con un fluido polimrico y el segundo Horcones

332 fue fracturado con un fluido base aceite cclico; para realizar la comparacin

del sistema propuesto con los otros sistemas se utiliza una muestra del pozo

Horcones 296 tambin de la zona Chicontepec, la presentacin del fluido para

fractura de ste permite mostrar la funcionalidad del uso de un fluido fracturante

base aceite decantado en comparacin con los sistemas de fractura.

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El primer mtodo de estimulacin de campo es el fracturamiento hidrulico. Estemtodo ha sido tan exitoso a pesar de que en el pasado no se tenan tratamientos

diseados con un alto grado de precisin para trabajar con ellos, y por lo tanto

para aplicarlos a los pozos. Debido a su xito con el tiempo fue surgiendo la

necesidad de materiales ms sofisticados y diseos ms rigurosos.


18/98

I. INTRODUCCIN

4

Hasta el da de hoy el uso de grandes volmenes de fluidos a bajo costo, base

polimrica bombeados a muy altos rangos han probado ser un procedimiento

efectivo y econmico en las fracturas llevadas a cabo en los pozos. Sin embargo,su eficiencia dentro de la formacin fracturada es cuestionada.

Tambin se han utilizado hidrocarburos tales como petrleo crudo tratado,

kerosn, diesel y petrleos refinados para la realizacin de un tratamiento de

estimulacin con muy buenos resultados.

Uno de ellos es el tratamiento con aceite cclico, que resulta un tratamiento

efectivo por ser compatible con la formacin a fracturar pero se tiene que tomar

en cuenta que es un tratamiento mucho ms costoso que uno con fluido base

polmero.

1.2 JUSTIFICACIN

A pesar de que la idea original del fracturamiento hidrulico no ha cambiado, las

tcnicas, materiales y equipos que se utilizan para ello s han evolucionado con lafinalidad de cumplir con las demandas mundiales y de su principal usuario en

Mxico que es PEMEX, empresa que atendiendo a las caractersticas especficas

de la zona Chicontepec busca sistemas fracturantes que permitan la recuperacin

de hidrocarburos.

Para dar solucin a este problema se busca un fluido de fractura que pueda ser

utilizado para mejorar la produccin y no daar a la formacin en el intento. Este

fluido debe reunir ciertas propiedades fsicas y qumicas en atencin a lascaractersticas composicionales de la zona, as como atender las condiciones de

operacin propias del pozo a tratar, las que son el tiempo dedicado a la operacin

y la temperatura de fondo.


19/98

I. INTRODUCCIN

5

Esta tesis propone la aplicacin de un sistema base aceite decantado para pozos

de la zona Chicontepec, como alternativa debido a que este sistema supone un

dao menor a la formacin y de acuerdo a la compatibilidad del aceite con elmaterial del pozo as como con los fluidos del mismo, puede reducir el tiempo de

recuperacin despus del tratamiento.

1.3 OBJETIVO GENERAL

Evaluar la efectividad de un sistema fracturante base aceite decantado, en

comparacin con un sistema fracturante base polimrica y un sistema base aceite

cclico en pozos de la Zona Chicontepec.

1.3.1 OBJETIVOS ESPECFICOS

1. Disear la elaboracin tcnica de un sistema fracturante base aceite

decantado en base a las pruebas de composicional, compatibilidad y

sustentabilidad.

2. Realizar la comprobacin de las propiedades reolgicas del fluido para

fractura por medio del uso de un viscosmetro.

3. Comparar las caractersticas del fluido para fractura base aceite decantadocon los fluidos base polimrica y base aceite cclico.

1.4 HIPTESIS

Es posible obtener un fluido de fractura base aceite decantado que pueda ser

aplicado en pozos de la Zona Chicontepec.

1.5 ALCANCE

La finalidad de esta tesis es presentar una propuesta de aplicacin a nivel

laboratorio de un sistema fracturante base aceite decantado para ser utilizado en

la fractura de pozos petroleros.


20/98

I. INTRODUCCIN

6

Lo anterior debido a que se considera que con el uso de este sistema se puede

lograr; menor dao a la formacin, reducir costos de fracturamiento y disminuir el

tiempo de recuperacin del pozo posterior al tratamiento.

El presente trabajo se encuentra estructurado de la siguiente manera:

CAPTULO I. INTRODUCCIN

Hace referencia a los antecedentes del fracturamiento, as como una descripcin

de lo que es en la actualidad.

CAPTULO II. FUNDAMENTOS TERICOS

Se mencionan conceptos bsicos, necesarios para comprender la forma en que se

realiza el sistema de fluidos para el fracturamiento hidrulico, as como una

descripcin de los aditivos para fluidos fracturantes.

CAPTULO III. METODOLOGA

Descripcin de los pasos a seguir para la elaboracin de sistemas fracturantes:

base polimrica y base aceite, as como la descripcin de cada una de las pruebas

realizadas a los sistemas: composicional, compatibilidad, sustentabilidad y

reologas.

CAPTULO IV. RESULTADOS

Se presentan y analizan individual y comparativamente los resultados obtenidos

de cada una de las pruebas realizadas y se menciona la aportacin del trabajo detesis.

Posteriormente se seala la bibliografa as como los anexos de soporte para este

trabajo.


21/98

II. FUNDAMENTOS TERICOS

7


2.1 FRACTURAMIENTO HIDRULICO

El fracturamiento hidrulico consiste en la inyeccin de un fluido fracturante,altamente viscoso, por encima de la presin de fractura de una formacin, con elobjeto de generar en ella canales de flujo (fracturas) y colocar un elemento deempaque (arena) que permita incrementar la conductividad de la formacin y, porende, el flujo de fluidos hacia el pozo1.

Algunos objetivos del fracturamiento hidrulico son:

Mejorar la produccin.

Desarrollar reservas adicionales.

Sobrepasar zonas altamente daadas.

Reducir la deposicin de asfaltenos.

Conectar sistemas de fracturas naturales.

Incrementar el rea efectiva de drenaje de un pozo.

Disminuir el nmero de pozos necesarios para drenar un rea.

Reducir la necesidad de perforar pozos horizontales.

Para la realizacin del fracturamiento hidrulico es necesario llevar a cabo unaevaluacin de Pre Fracturamiento.

El objetivo de la evaluacin es definir si el reservorio es un buen candidato para

ser fracturado; esto implica determinar la factibilidad tcnica y econmica, disearla operacin del fracturamiento y establecer las bases de comparacin con losresultados.

1 Gua de diseo para Fracturas Hidrulicas, De la Cruz Ignacio (Febrero 2004).


22/98


8

Es importante en este punto tener en cuenta el objetivo principal delfracturamiento, ya sea incrementar la produccin, mitigar problemas dearenamiento o minimizar la deposicin de asfaltenos.

El MiniFrac o Mini Fracturamiento es un fracturamiento previo de diagnstico yevaluacin, con un volumen menor pero representativo del tratamiento principal,es decir, al mismo caudal y con el mismo fluido de fractura, aunque con muypequea cantidad de agente apuntalante. El objetivo principal del MiniFrac esconocer las condiciones especficas de fracturamiento de cada reservorio enparticular, determinando los parmetros operativos como: presin de fractura,eficiencia del fluido fracturante, tortuosidad y restricciones de la completacin,presin de cierre y tiempo de cierre de la fractura as como estimar la altura de lafractura mediante el perfil de temperatura. Toda esta informacin permiteredisear el fracturamiento principal y reducir su incertidumbre operativa.

El diseo del fracturamiento incluye la seleccin de: los fluidos de fractura, el tipo ytamao del agente apuntalante, el equipo de bombeo requerido; y la preparacindel programa de bombeo.

A continuacin se detalla el programa de bombeo 2:

1. Precolchn.

Es el fluido ligeramente gelificado o no gelificado que se bombea antes del fluidode fracturamiento, con el objeto de obtener parmetros y poder optimizar el diseopropuesto. En muchos casos se utiliza un pequeo volumen de cido clorhdricopara mejorar el estado de las perforaciones de caoneo.

Si antes de comenzar el tratamiento, la tubera del pozo contiene fluido, ste ser

bombeado y se considerar como un precolchn.

2 http://www.lacomunidadpetrolera.com/showthread.php


23/98


9

2. Colchn.

Fluido gelificado que se bombea antes de agregar el agente de soporte.

Entre sus funciones estn:

1.- Generar una grieta de ancho suficiente para permitir el ingreso delagente de soporte.

2.- Absorber las mayores prdidas por filtrado y reducir as las prdidas delfluido con agente de soporte.

3.- Mantener al agente de soporte alejado de la punta de la fractura paraevitar arenamiento en punta.

3. Dosificacin del Agente de Soporte.

Es un fluido cargado con arena, el cual apuntala la fractura y la mantiene abierta.Dentro de las consideraciones a tomar en cuenta estn:

* Concentraciones escalonadas y crecientes en el bombeo del agente.

* Distribucin final uniforme.

4. Desplazamiento.

Al terminar el bombeo de agente de soporte, se vuelve a bombear fluido limpio conla finalidad de desplazar la mezcla fluido/agente de soporte que pueda quedar enla tubera de produccin.

Para controlar la operacin, se deben registrar continuamente los valores de:

1. Presin.

2. Gasto.

3. Dosificacin del apuntalante.

4. Dosificacin de aditivos.


24/98


10

2.2 PROPIEDADES DE UN FLUIDO FRACTURANTE

Los fluidos fracturantes son bombeados hacia las formaciones subterrneas paraestimular la produccin de gas y aceite. Para lograr una estimulacin exitosa, el

fluido fracturante debe tener ciertas propiedades fsicas y qumicas3:

1. Debe ser compatible con el material de la formacin.2. Debe ser compatible con los fluidos de la formacin.3. Debe ser capaz de suspender el apuntalante y transportarlo en lo profundode la fractura.4. Debe ser capaz a travs de su propia viscosidad de desarrollar la fracturacon el ancho necesario para aceptar el apuntalante.

5. Debe ser un fluido eficiente.6. Debe ser fcil de remover de la formacin.7. Debe permitir una baja friccin.8. La preparacin de los fluidos debe ser simple y fcil para desarrollarse en elcampo.9. Debe ser estable para que pueda mantener su viscosidad a lo largo deltratamiento.

10. Debe ser econmicamente rentable.

2.3 CLASIFICACIN DE LOS FLUIDOS FRACTURANTES

2.3.1 Fluidos base agua 4

Los fluidos fracturantes basados en agua son utilizados en la mayora detratamientos actuales de fracturacin hidrulica.

1. Los fluidos basados en agua son econmicos. La base del fluido, agua, esmucho ms econmica que el aceite, condensados, metanol o cido.

3 Manual Introduccin al fracturamiento Hidrulico (Captulo 1) BJ Services.

4 Manual Introduccin al Fracturamiento Hidrulico (Captulo 7) BJ Services.


25/98


11

2. Incrementan el rendimiento del cabezal hidrosttico, en comparacin conlos de aceite, gases y metanol.3. Son incombustibles; por lo tanto no representan un riesgo de fuego.4. Estn disponibles con facilidad.5. Son fcilmente viscosificados y controlados.

En retrospectiva, muchos de los tratamientos fracturantes iniciales basados enagua fueron direccionados a formaciones que no tenan mucha sensibilidad alagua.

Las ventajas que presentan este tipo de fluidos provee incentivos a las compaasde servicio para desarrollar aditivos, tales como, cloruro de potasio,

estabilizadores de arcilla, surfactantes, y desemulsificantes que hacen a los fluidosbasados en agua, ms verstiles.

Fluidos fracturantes lineales o polmeros viscosificantes5

La necesidad de espesar agua para ayudarse a transportar los apuntalantes,decrece la prdida de fluido, e incrementa el ancho de la fractura, siendo

aparentemente para investigadores, lo ms rpido. La primera viscosificacin fuecon almidn. Este particular fluido tuvo una vida corta, ya que rompe susensibilidad, por la falta de estabilidad en la temperatura y por la activacinbacterial.

a) Goma guar. Fue de las primeras utilizadas para viscosificar el agua usada enlos fracturamientos, es un polmero de alto peso molecular, de cadena larga, tieneuna alta afinidad con el agua, al agregarse al agua se hincha y se hidrata, lo que

crea un medio para que las molculas del polmero se asocien con las del agua,desarrollndose y extendindose en la solucin.



26/98


12

b) El hidroxipropil guar (HPG). Se deriva del Guar con xido de Propileno,contiene de 2 a 4% de residuos insolubles, pero algunos estudios indican queHPG es ms estable que el Guar a temperaturas mayores (pozos > 150 C) y mssoluble en alcohol.

c) El carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG). Es un doble derivado del guar, elprimer polmero usado para pozos de baja temperatura. Para esa aplicacin esactivado con aluminatos (que lo hacen ms econmico que un fluido HPG activadocon zirconatos o titanatos). Es tambin activado con zirconatos, lo que le permitemayores viscosidades y trabajar en altas temperaturas.

d) Hidroxietil celulosa (HEC) o el hidroxipropil celulosa (HPC). Estos fluidos tienen

una cadena de unidades de azcar glucosa. Pueden ser activados a pH de 6 a 10con zirconatos o con lantnidos.

e) Carboximetilhidroxietil celulosa (CMHEC). Se forma al activar suavemente elHEC agregando el grupo carboximetil. Este polmero provoca una activacin coniones metlicos como aluminatos, zirconatos o titanatos en ambientes con pH deaproximadamente de 2 a 4.

g) La goma Xantana. Es un biopolmero producido metablicamente por elmicroorganismo xantomonas campestres. Esta solucin se comporta como unfluido ley de potencias aun a bajos esfuerzos de corte, donde las soluciones deHPG llegan a ser newtonianos.

Bajo ciertos esfuerzos de deformacin (de corte) menores de 10 s -1, las solucionesde xantana suspenden mejor la arena que la HPG.

h) Fluidos de nueva generacin. Actualmente hay en el mercado fluidos

fracturantes ecolgicos. El dao causado al entorno ambiental y al yacimiento esmnimo. El problema con los fluidos lineales es su pobre capacidad parasuspender el apuntalante. Tambin el gel lineal tiene menos estabilidad detemperaturas que un fluido activante similar.


27/98


13

El gel lineal es eficaz cuando se trata de eliminar daos a la formacin o paraevitar amontonamientos del apuntalante en una fractura, cerca de la boca delpozo, entonces un gel lineal podra ser un fluido ideal.

Fluidos fracturantes activadores 6

En la reaccin de activacin el peso molecular del polmero base essubstancialmente incrementado al tratar juntas las varias molculas de polmeroen una estructura, a travs de activadores de metales.

La incompleta degradacin de gel, despus de los tratamientos de fractura,resultara mucho menor, en el retorno de produccin de un gel muy viscoso quepodra posiblemente acarrear un retorno de apuntalante fuera de la fractura. Lapeor situacin podra resultar en un temporal o quizs permanente taponamientode la fractura, empacada con el apuntalante.

Los sistemas de activacin de HPG pueden ser bombeados en la profundidad delyacimiento caliente. Ocurre mucha degradacin por corte, si el fluido es activadoen la superficie y bombeado a altas velocidades, dentro de buenas tuberas yatravs de perforaciones. Debido a esta tendencia a perder su viscosidad

permanente como resultado de altas velocidades de corte, el uso de sistemas degel activador estndar ha declinado dramticamente. Estos sistemas han sidorecientemente sustituidos por sistemas activadores de fluidos fracturantesretardadores.

Sistemas de activacin retardada 7

El tiempo de activacin se define como el tiempo en el cual el lquido baseadquiere una estructura rgida. Este es evaluado en campo por medio de muchastcnicas. Algunos observan el fluido visualmente en la mezcladora.




28/98


14

Este tiempo de activacin ocurre cuando el vrtice en la mezcladora desaparecebajo la velocidad del equipo de corte. Los resultados de recientes investigacionesindican que los sistemas de activacin retardada permiten mejor dispersin de losactivadores, proporcionando ms viscosidad y una mejora en la estabilidad de latemperatura de los fluidos fracturantes.

Otra ventaja de los sistemas de activacin retardada es la baja friccin de bombeo(o prdida de friccin) debido a bajas viscosidades en buenas tuberas. El uso defluidos retardadores proporciona una alta viscosidad final en el fondo del pozo y damucho ms eficiente uso de caballos de fuerza disponibles en la locacin.

2.3.2 Fluidos base aceite 8

El gel fracturante base aceite mas comn que se encuentra disponible hoy, es unareaccin producto del esterfosfato de aluminio y una base generalmente aluminatode sodio.

La reaccin del ester y la base crea una reaccin de asociacin, la cual a su vezcrea una solucin que produce viscosidad en diesels o en sistemas de crudos demoderada a alta gravedad especfica.

Los geles de esteres de fosfato de aluminio han sido mejorados para gelificar mscrudos y para incrementar la estabilidad de la temperatura. Los primeros aceitesviscosificados fueron los fluidos Naplam de octoato de aluminio. Los fluidosposteriores fueron productos de reaccin de custicos y cidos grasos de aceitespesados; algunos de estos fluidos todava estn en uso. Los esteres fosfatos dealuminio pueden ser usados para crear fluidos con alta estabilidad a altastemperaturas y a una buena capacidad de acarreo de apuntalante para su uso en

pozos con una temperatura en el pozo de la perforacin en exceso de 260F(127C).



29/98


15

Es ventajoso el uso de hidrocarburos gelados en ciertas situaciones, para evitar eldao en la formacin sensible al agua o en las formaciones de produccin deaceite que puede ser causado por el uso de fluidos base polimrica.

Si el fluido producido tiene una gravedad lo suficientemente alta, 0.85 g/cm3,

entonces el aceite producido puede ser usado para fracturar la formacin. Ladesventaja primordial del uso de sistemas de aceites gelados es el peligro deincendios.

En la mayora de los casos, la friccin del bombeo de un fluido base aceite es msalta que un sistema de fluido base polimrica. Las presiones de bombeo sontambin ms altas debido a la presin de cargas hidrostticas de los

hidrocarburos, comparados con el agua. Adems cuando se fractura un pozo de latemperatura (sobre 260 F o 127 C), la estabilizacin de temperatura de unsistema base polimrica, es ms predecible.

Se debe mencionar que la preparacin de los fluidos fracturantes base aceiterequieren en gran parte de un control tcnico capacitado y de calidad. Enparticular, la preparacin y control de calidad de la gelacin del aceite crudorequiere mucho ms cuidado que los fluidos base polimrica.

2.3.3 Fluidos base alcohol 9

En fluidos fracturantes, el alcohol ha encontrado amplio uso como un estabilizadorde temperatura debido a que este acta como un oxgeno barredor.

El uso de fluidos base alcohol crea muchos inconvenientes, especialmente, elpeligro inminente sobre el personal que respira los vapores del alcohol y el peligrosiempre presente de una combustin.



30/98


16

Como fluidos fracturantes, los fluidos base metanol, particularmente en altasconcentraciones, presentan dificultades en el control de la degradacin del fluidobase. Se requieren muy altas concentraciones de cualquier tipo de rompedor paracompletar la degradacin.

El principal beneficio es que posee baja tensin superficial, miscibilidad con agua,remocin de bloqueadores de agua y compatibilidad con formaciones que sonsensibles al agua.

2.3.4 Fluidos fracturantes de emulsin10

Una emulsin de aceite y agua tiene buen control de prdida de filtrado,mostrando una gran capacidad de acarreo de apuntalante. La emulsin es rota encuanto el surfactante que crea la emulsin es absorbido en la formacin.

Los dos tipos bsicos de emulsiones aceite/agua son: agua externa y aceiteexterno. Una emulsin de aceite externo es un sistema de dos fases, donde elaceite es la fase continua y el agua es emulsificada en el aceite. Una emulsin deagua externa es aquella donde el agua es la fase continua y el aceite es la fasediscontinua.

2.3.5 Fluidos base espuma

Los fluidos fracturantes base espuma son simplemente una emulsin de gas enlquido. Las burbujas de gas proveen una alta viscosidad y capacidades detransporte de apuntalante.

La utilizacin de espumas tiene muchas ventajas. Las dos ms obvias son: laminimizacin de la cantidad de lquido localizado en la formacin y el

perfeccionamiento en la recuperacin del fluido fracturante debido a la energainherente del gas. En la preparacin de espumas, comnmente es utilizado 65 a80% menos agua que en los tratamientos convencionales.



31/98


17

No obstante, el uso de estas espumas como un fluido fracturante presenta muchasdesventajas. Desde el punto de vista mecnico se debe de tener mucho cuidadoen la operacin de tratamiento con espuma.

Las pequeas variaciones en la velocidad de mezcla de agua o gas puedencausar la prdida de la estabilidad de la espuma. Otras desventaja de la espumaes que es difcil tener altas concentraciones de arena en espumas fracturantes.

La ms grande aplicacin para espumas fracturantes es probablemente en pozospoco profundos y de baja presin que requieren un fluido energizado o en pozosque son sensibles al agua.

2.3.6 Fluidos fracturantes energizados 11

La energa impartida por los gases permite remover ms rpidamente el flujo deestimulacin. La incorporacin de gases inertes en un fluido fracturante puedepermitir, proporcionalmente mejor eficiencia en el fluido sin el arrastre de gas. ElN2 es, por supuesto un gas inerte.

Cuando el N2 es agregado en pequeas cantidades y sin un surfactante se tienesimplemente un aditivo que es totalmente inerte y relativamente inmiscible en el

fluido. El uso de CO2, no obstante, introduce un componente reactivo al fluidofracturante, el CO2 es totalmente soluble en agua. La solubilidad del CO 2 en fluidosde tratamiento y fluidos de yacimiento puede ser ms ventajosa cuando este gases utilizado en un tratamiento de estimulacin. Las ventajas y desventajas para eluso de CO2 y N2, podran ser evaluadas y comparadas en su relacin costo-efectividad, antes de su uso.



32/98


18

2.4 ADITIVOS PARA FLUIDOS FRACTURANTES12

Se usan para romper el fluido una vez que el trabajo finaliza, para controlar laprdida de fluidos, minimizar el dao a la formacin, ajustar el pH, tener un control

de bacterias o mejorar la estabilidad con la temperatura. Debe cuidarse que unono interfiera en la funcin de otro.

2.4.1 Bactericidas

Son usados para eliminar la degradacin superficial de los polmeros en lostanques de los fluidos fracturantes base agua. Un propsito muy importante espropiamente que los bactericidas diseados detienen el crecimiento de bacteriasanaerbicas en la formacin.

Muchas formaciones se han vuelto amargas debido al crecimiento de la bacteriaDesulfovibrio, la cual crea sulfhdrico y convierte la formacin en crudo amargo.Los bactericidas pueden ser agregados a fluidos fracturantes para mantener laestabilidad del gel en la superficie y proteger la formacin de un crecimientobacterial.

2.4.2 Rompedores

Es un aditivo que posibilita a un fluido fracturante viscoso para ser degradadocontroladamente por un fluido ligero que puede ser retirado fuera de la fractura.Todos los rompedores utilizados hoy, son rompedores internos, ellos sonincorporados a los fluidos fracturantes en la superficie. Los sistemas rompedoresfrecuentemente utilizados incluyen enzimas y sistemas rompedores oxidantescatalizados para aplicaciones a baja temperatura [70 a 130F (21 a 54 C)].

Los sistemas rompedores oxidantes convencionales son utilizados para un rangode temperatura de 130 a 200F [54 a 93C], y sistemas retardados de oxidantesactivados son aplicables para temperaturas de 180 a 240F [82 a 116C].

12 Fundamentos de la Teora del Fracturamiento Hidrulico, Jorge Pazmio Urquizo 2004


33/98


19

cidos dbiles orgnicos son usados algunas veces como rompedores atemperaturas superiores a 200F [93C].

Todos los sistemas rompedores son usados para degradar los polmeros en geles

fracturantes base agua. La mayora de las enzimas (rompedores) funcionansolamente para un pH entre 3 y 8, con un pH ptimo de 5.

Los sistemas de geles base aceite utilizan como rompedores bsicos losbicarbonatos, cal y/o soluciones acuosas de aminas, cidos dbiles han sidoutilizados con xitos limitados para degradar el sistema.

2.4.3 Buffers

Son usados en fluidos fracturantes para el control del pH para activadores ytiempos de activacin especficos. Ellos tambin aceleran o bajan poco a poco lahidratacin de algunos polmeros. Productos tpicos son el bicarbonato de sodio,cido fumrico, combinaciones de fosfato, sodio, ceniza de sodio, acetato de sodioy combinaciones de estos qumicos. Otras y tal vez ms importantes funciones deun buffer son para asegurar que el fluido fracturante est dentro de los rangos deoperacin de los rompedores o agentes degradantes.

2.4.4 Surfactantes y demulsificantes

Un surfactante o agente activo en la superficie, puede ser definido como unmaterial que altera las caractersticas o propiedades fsicas, tales como la tensinsuperficial, entre fluidos y slidos. Est siempre compuesto de dos partes: unacadena larga de hidrocarburo que es virtualmente insoluble en agua pero solubleen aceite y fuertemente soluble al final en agua. El surfactante tiende aacumularse en la interfase de estos fluidos.

La porcin soluble en agua de la molcula puede ser inicamente positiva(catinica), negativa (aninica) o mezclada (anfotrica). La carga inica de losdiversos surfactantes utilizados en la estimulacin del campo petrolero esimportante en mezcla con agua impartida para una formacin dada.


34/98


20

Debido a la naturaleza de su superficie activa, los surfactantes pueden actuarcomo demulsificantes o emulsificantes.

2.4.5 Arci llas estabil izadoras13

El porcentaje de arcillas presentes puede no ser tan importante como el tipo ylocalizacin de arcillas. La introduccin de los fluidos fracturantes o un cambio entemperatura, presin o medio ambiente inico puede causar que las arcillaslleguen a ser desplazadas y migren a travs del sistema poroso de la roca.

Como la partcula viaja, ellos pueden pasar por el poro estrecho y reducirseriamente la permeabilidad.

Otra forma de causar deterioro a la permeabilidad es la inflamacin de la arcilla, lacual reduce la permeabilidad de una formacin. La susceptibilidad de unaformacin al dao por inflamacin de la arcilla y migracin de la partcula dependede las siguientes caractersticas:

1. Contenido de arcilla.2. Tipo de arcilla3. Distribucin de la arcilla

4. Tamao del poro y distribucin del tamao del grano5. Cantidad y localizacin de materiales de cementacin, tales como calcita,siderita o slica.

El dao puede ser mitigado a travs del uso de arcillas estabilizadoras. Las arcillasestabilizadoras ms comunes se mencionan a continuacin:

Cloruro de potasio (KCl)

El KCl hace muy poco para prevenir la migracin y no proporciona proteccinresidual en contra de la dispersin por contacto de agua con baja salinidad.



35/98


21

Este es regularmente utilizado en yacimientos calizos que contienen intervalosareniscos con contenido de arcillas.

Cloruro de amonio

Se comporta como KCl en la prevencin de la inflamacin de las arcillas. No esusado en operaciones de fracturacin pero encuentra algunos usos en tratamientode cido hidroflurico.

Cloruro de calcio

Forma precipitados en la presencia de alto contenido de sulfatos o agua deformacin altamente alcalina; sin embargo, esto aparece para ser til en

soluciones metanol/ agua donde el KCl y el cloruro de amonio tienen solubilidadlimitada.

La naturaleza altamente cargada con polmeros (que tiene grupo hidroxil) causadaen ellos por absorber las superficies arcillosas en un modo irreversible y unir laspartculas de arcilla a las superficies con granos de arena. Esta arcillaestabilizadora particular puede ser aplicable en preflujos inmediatamente despusdel tratamiento de fractura.

Poliaminas modificadas

Cumplen dos funciones: ellas aumentan el control obtenido sobre la inflamacin delas arcillas con KCl y previene la migracin de finos. Son tiles en la prevencin dela mudacin y generacin de finos de las fases de la fractura durante velocidadesde flujo altas en el fracturamiento y en el flujo. Estos productos carecen de laduracin de proteccin de arcillas estabilizadoras polimricas. Pero ellas no tapan

los espacios del poro en la direccin que las arcillas estabilizadoras polimricas dealto peso molecular.

Las arcillas estabilizadoras polimricas son polmeros de alto peso molecularcargados catinicamente que tienden a absorber la superficie de las arcillas,inmovilizndolas hacia abajo evitando cualquier migracin de finos o inflamacin.


36/98


22

Deben ser aplicadas con cuidado debido al sobretratamiento que puede taponarlos espacios del poro. Ellos son relativamente permanentes en un lugar, y algunosxitos han sido alcanzados con estos productos, particularmente cuando ellas soncombinadas con KCl.

2.5 CARACTERIZACIN DE LOS FLUIDOS FRACTURANTES

Las propiedades reolgicas son la clave para cumplir con el objetivo de un fluidofracturante, lo que afecta su viscosidad, su capacidad para transportar apuntalantey su tendencia a la prdida de fluido (filtracin) en el medio poroso.Hay un vnculo muy cercano entre la qumica de los fluidos y sus propiedadesfsicas. Los modelos reolgicos y su control permiten representar tanto los fluidosbase polimrica como los fluidos base aceite.

La caracterizacin del sistema determina si una nueva composicin mejora unsistema existente o si puede tener un desempeo similar a menor costo. De igualmanera, permite obtener datos representativos del desempeo en reas crticas,tales como: reologa, prdidas por friccin en tuberas, ritmo de prdida de fluidos,conductividad de fractura y dao a la formacin; mismos que pueden usarse en eldiseo de la fractura y que deben determinarse antes de utilizar el sistema defluido en el campo14.

El American Petroleum Institute (API) ha publicado prcticas recomendadas paraalgunos mtodos de caracterizacin de laboratorio 15.

En el caso de fluidos fracturantes base agua el American Petroleum Institute (API),crea STD API /39-ENGL 1998.


15 API Recommended Practice 39. Third edition, May 1998.


37/98


23

El objetivo de este documento es proveer procedimientos estndar para la medidade ciertas propiedades reolgicas de fluidos base agua activada que se usan entratamientos de fracturamiento hidrulico.

Las prcticas recomendadas e incluidas en este documento cubren dossituaciones, que son (a) fluidos de prueba de laboratorio, y (b) fluidos de pruebaen campo.

2.5.1 Reologa16

Las evaluaciones de laboratorio ms comunes son las mediciones reolgicas delesfuerzo de corte estacionario. La propiedad que se determina es la viscosidadaparente, que es una funcin de la velocidad de corte, de la temperatura del fluidoy del tiempo, es obtenida usando el viscosmetro cilndrico concntrico rotacionalcoaxial llamado Fann Modelo 50 utilizado para pruebas de fluidos a 400F.

El fluido se contiene en un espacio anular entre dos cilindros coaxiales. El torquese balancea con un resorte enrollado elpticamente. El ensamble del rotor y bobadjunto a un resorte envan una seal a la computadora. Los datos se relacionancon un modelo matemtico para predecir la viscosidad. El control de laautomatizacin del paquete del Fann 50B es un programa verstil llamadoComputer control quantum software que permite al usuario numerosas opcionesde medicin de las propiedades reolgicas de fluidos en varios ambientes queocurren durante el proceso de estimulacin.

2.6 PROPIEDADES DE LOS APUNTALANTES

Adems de sostener las paredes de la fractura, los apuntalantes crean unaconductividad en la formacin. Una vez concluido el bombeo, resulta crtico para elxito de la operacin colocar el tipo y la concentracin adecuada de apuntalante 17.




38/98


24

Los factores que afectan la conductividad de fractura son:

Composicin del apuntalante.

Propiedades fsicas del apuntalante.

Permeabilidad empacada del apuntalante.

Efectos de la concentracin de polmeros despus del cierre de la fractura.

Movimientos de finos de formacin en la fractura.

La degradacin del apuntalante a lo largo del tiempo

Las propiedades fsicas de un apuntalante que impactan en la conductividad de lafractura son:

Resistencia

Distribucin y tamao del grano

Cantidad de finos e impurezas

Redondez y esfericidad

Densidad

Para abrir y propagar un fracturamiento hidrulico, deben rebasarse los esfuerzosin situ. Despus de poner en produccin el pozo, estos tienden a cerrar la fracturay confinar el apuntalante.

Si la resistencia del apuntalante es inadecuada, el esfuerzo de cierre triturar elapuntalante, creando finos que reducirn la permeabilidad y la conductividad.


39/98


25

De igual manera, en formaciones suaves, el apuntalante se puede incrustar en lasparedes de la formacin 18.

Los apuntalantes estn diseados para soportar los esfuerzos de cierre de la

formacin, y se debe seleccionar de acuerdo con los esfuerzos a que estarsometido y a la dureza de la roca.

La diferencia entre la presin de fractura y la de produccin en el fondoproporciona un estimado del esfuerzo mximo efectivo o esfuerzo de cierre sobreel apuntalante.

Las condiciones en que se presenta un mximo trituramiento pueden ocurrir

durante el reflujo del pozo y las pruebas de produccin, cuando la presin fluyendoen las perforaciones es baja o inicialmente baja durante la produccin debido aque el gradiente de fractura est en su mximo.

Sin embargo, si el pozo al inicio est terminado y produciendo con una elevadapresin de fondo y un gasto de produccin constante, el mximo esfuerzo efectivosobre el apuntalante es menor.

El tipo y tamao de apuntalante se determina en trminos de costo-beneficio.

Los apuntalantes de mayor tamao proporcionan un empaque ms permeable, yaque la permeabilidad se incrementa con el cuadrado del dimetro del grano. Suuso debe evaluarse en funcin de la formacin a apuntalar, las dificultades detransportar y colocar el apuntalante.

Las formaciones sucias o sujetas a migracin de finos son poco indicadas paraapuntalantes grandes, ya que los finos tienden a invadir el empaque apuntalado,

causando taponamientos parciales y rpidas reducciones en la permeabilidad.

En estos casos, es ms adecuado usar apuntalantes ms pequeos que resistanla invasin de finos.

18Manual Introduccin al Fracturamiento Hidrulico (Captulo 6) BJ Services.


40/98


26

Aunque estos apuntalantes pequeos ofrecen una conductividad inicial baja, elpromedio de conductividad a lo largo de la vida del pozo es mayor comparada conlas altas productividades iniciales que proporcionan los apuntalantes de mayortamao.

Los apuntalantes de tamao grande pueden ser menos efectivos en pozosprofundos porque son ms susceptibles de ser aplastados, ya que los esfuerzosde cierre son mayores. Presentan un mayor problema en su colocacin por dosrazones: se requiere una fractura ancha para los granos mayores y el ritmo decolocacin de las partculas aumenta con el incremento del tamao.

Si la distribucin del tamao de los granos es tal que el rango de medicin

contiene un alto porcentaje de granos pequeos, la permeabilidad empacada conel apuntalante y su conductividad se reducirn en comparacin con la empacadacon granos ms pequeos.

La presencia significativa de finos puede reducir altamente la permeabilidad de lafractura.

A medida que el esfuerzo de cierre se hace mayor, es decir, aumenta el esfuerzohorizontal mnimo, ocurre una reduccin significativa de la conductividad de lafractura lograda con la colocacin de un determinado apuntalante.

La esfericidad y la redondez del apuntalante tienen un efecto significativo en laconductividad de la fractura. La esfericidad es una medida de qu tanto el granode una partcula de apuntalante se parece a una esfera.

La redondez de un grano de apuntalante es una medida de la forma relativa de lasesquinas de un grano o de su curvatura.

Si los granos son redondos y ms o menos del mismo tamao, los esfuerzossobre l se distribuyen ms uniformemente, resultando en mayores cargas antesde que el grano se fracture.


41/98


27

Los granos angulosos fallan en esfuerzos de cierre bajos, produciendo finos quereducen la conductividad de fractura.

Las normas API recomiendan un lmite para la arena. En ambos parmetros es de

0.6 m19

.

La densidad del apuntalante influye en su transporte, porque el ritmo decolocacin aumenta linealmente con la densidad. As, apuntalantes de altadensidad son ms difciles de suspender en el fluido fracturante y transportarlos ala fractura. Las normas API recomiendan un lmite para la arena. Los lmitesrecomendados estndar para la densidad son 105 lb m/ft3.

2.7 DAO A LA FORMACIN

El dao a la formacin (DF) es cualquier proceso que deteriore la permeabilidadde la roca reservorio y disminuya la produccin o la inyectividad20.El origen del DF est ligado a factores como: El transporte y entrampamiento deslidos finos y/o ciertas reacciones qumicas entre fluidos invasivos y rocareservorio.

Fluidos y rocas reservorio han permanecido en equilibrio por millones de aos, lairrupcin de un pozo genera un flujo de fluidos desde el interior del reservoriohacia el pozo. Este solo hecho puede generar un tipo de DF conocido comomigracin de finos. El segundo factor generador de DF es el ingreso al reservoriode fluidos invasivos usados durante la perforacin y para realizar distintas pruebasy estimulaciones en el pozo.

19 Manual Introduccin al fracturamiento Hidrulico(Captulo 6), BJ Services

20 VII Seminario de Fluidos de Perforacin, Completacin y Cementacin de Pozos. Ventresca,

Mara Luisa (Flor Toro). Montes Zambrano, Dario (Mi swaco).Mayo 2008.


42/98


28

Los tipos de estimulaciones que pueden utilizarse en un pozo son las siguientes:estimulacin matricial qumica reactiva, estimulacin mecnica no convencional yfracturamiento.El posible dao ocasionado por fractura es la sensibilidad de arcillas.Las arcillas, en su gran mayora, son extremadamente sensibles a los cambios desalinidad, por lo tanto, cualquier cambio en la concentracin o en el tipo de salesdesde el agua original del reservorio en el que fueron precipitadas o estabilizadas,produce cambios catastrficos en la porosidad.En particular, la reduccin de la salinidad o el incremento del pH del aguaalrededor de la partcula de arcilla ocasionan la dispersin de la misma. Cuandolas arcillas se dispersan actan como pequeas partculas slidas que pueden

migrar de poro en poro, pero con la complicacin de que tienen capacidad deacumularse y cerrar al poro totalmente, dependiendo del tipo de arcilla y el tamaode las partculas.

2.7.1 Efectos de dao a la formacin

Si la regin en las inmediaciones del pozo est daada, una reduccin importantede la productividad se produce (Figura 2.1)21.

Figura 2.1 El efecto de dao de la formacin en la productividad del pozo.

21 Formation Damage Manual October 1999.Doc EDC, Tomball, Texas


43/98


29

2.8 TIEMPO DE RECUPERACIN DE LA INVERSIN.

El costo de un tratamiento de fracturamiento es, en general, relativamente bajo en

comparacin con el ingreso que genera el aumento de la produccin 22.

La extensin del tiempo de recuperacin de la inversin depende en mayor medida delcaudal de produccin del pozo al momento del fracturamiento.

En un yacimiento homogneo, el caudal estabilizado de produccin despus de cadatrabajo puede ser aproximadamente el mismo que en los inicios de produccin del pozo.Pero en un yacimiento heterogneo, con laminaciones o estratificacin de lapermeabilidad, donde el tratamiento de fractura abre zonas nuevas, el caudal al cual se

estabiliza la produccin puede incluso superar el caudal mantenido durante la vidaproductiva del pozo.

22 Fractura Hidrulica Aplicada. BJ Services EDC LAR Neuqun, Argentina Septiembre 2004.


44/98

III. METODOLOGA

30

III. METODOLOGA

En esta tesis se ha decidido trabajar con los pozos Horcones 386 y Horcones 332que fueron fracturados con un fluido polimrico convencional y con un fluido base

aceite cclico respectivamente.

3.1 SISTEMA BASE POLIMRICA

El pozo Horcones 386 presenta las siguientes caractersticas obtenidas de lapropuesta de diseo de fluido base polimrica, otorgada por la Compaa BJServices distrito Poza Rica.

Presenta un intervalo de fractura de 1213 1243 m, un gradiente de fractura

establecida por Minifrac de 0.65 psi/ft, temperatura de fondo de 160F, porosidad de14%, presin de fractura de 2463 psi y un tiempo de operacin de 1:34 horas.

Para conocer las caractersticas de operacin del pozo Horcones 386 fracturado confluido base polimrica el da jueves 11 de marzo de 2010 se requieren mostrar losanlisis previo y posterior al fracturamiento tanto del aceite como del agua deformacin, resultados que se muestran en las tablas 3.1 y 3.2 respectivamente.

Tabla 3.1Caractersticas del aceite del pozo Horcones 386

Tabla 3.2 Caractersticas del agua de formacin del pozo Horcones 386

Anlisis de Agua de FormacinFecha demuestreo

Densidad(g/cc)

Temperatura(C)

Viscosidad(cps) pH

Fierro(ppm)

Alcanil idad(ppm)

Cloruros(ppm)

Fosfato(ppm) Color Olor

01/03/10 1.006 24 2 7.13 0.2 3800 20000 N/P TURBIO ACEITE 15/03/10 1.025 24 3 6.59 4.0 4000 52000 10 TURBIO ACEITE

Composicin de aceite de FormacinFecha demuestreo

Densidad(g/cc)

GravedadAPI

Parafinas(%P)

Asfal tenos(%P)

Slidos(%P)

Emulsin(%V)

Agua(%V)

SedimentosOrgnicos

(%V)

SedimentosInorgnicos

(%V)01/03/10 0.96 16 72.42 24.59 2.99 0 3 0 015/03/10 0.96 16 66.4 22.91 10.69 0 35 0 0


45/98

III. METODOLOGA

31

Para la realizacin del sistema polimrico es necesario cumplir con parmetrosespecficos de calidad respecto al agua a utilizar en el diseo, ya que las condicionesen que se encuentre el agua determinan el gasto de algunos de los aditivosrequeridos para la elaboracin del fluido.

Tabla 3.3 Requerimientos especficos para el agua utilizada en el fluido basepolimrica1.

Condicin Nivel

pH 5 a 8Fierro


46/98

III. METODOLOGA

32

Los resultados de las pruebas para el anlisis de agua demuestran que es posibleutilizar esta agua para la realizacin del sistema base polimrica.

El sistema base polimrica es un fluido fracturante para aplicaciones que van de 80

a 300F. El sistema polimrico es compatible con la mayora de los productosqumicos excepto con los sistemas de fracturamiento cidos. Los cidos en lossistemas polimricos disminuyen el pH, resultando problemtico en sus procesos deactivacin.

La cantidad de aditivos necesarios como el activador y el buffer tambin dependende la calidad del agua.

Tabla 3.5 Concentraciones de aditivos para sistema base polimrica para las

diferentes temperaturas de pozo 3.

Rango de

temperatura

Concentracin

gpt

F C Buffer Activador

200 93 0.75-1.5 0.75-2.0

200-225 93-107 1.5-2.0 0.75-2.0

226-250 108-121 2.0-3.0 1.0-3.0

251-275 122-135 20.-4.0 1.0-3.0

276-300 136-149 2.0-5.0 1.0-3.0

Las caractersticas especficas de diseo del fluido polimrico que fue utilizado parafracturar el pozo Horcones 386 (Figura 3.1) se presentan a continuacin:

3 Parmetros para Diseo Fluido de Fractura Base Polimrica. BJ Services.


47/98

III. METODOLOGA

33

Adit ivos Concentracin

Agente gelificante 6 gpt

Controlador de arcillas 1 gpt

Surfactante 1 gpt

Buffer 1 gpt

Activador

Acelerador

1 gpt

1 gpt

Rompedor 1 gpt

Enzima 1 ppa

Figura 3.1 Sistema polimrico con apuntalante.

Caractersticas del sistema convencional polimrico:

Viscosidad= 18 a 20 cp

pH =9.95

Para el diseo convencional se utiliza una concentracin de apuntalante de 7 ppa.

Con este diseo se logran los siguientes tiempos:

Tiempo de cierre de vortex= 15 segundos

Tiempo de coronacin= 20 segundos

Tiempo de liberacin= 30 segundos


48/98

III. METODOLOGA

34

3.2 SISTEMA BASE ACEITE CCLICO

El pozo Horcones 332 presenta las siguientes caractersticas obtenidas de lapropuesta de diseo de fluido base aceite cclico, otorgada por la Compaa BJ

Services distrito Poza Rica.Presenta un intervalo de fractura de 1118 1148 m, un gradiente de fracturaestablecida por Minifrac de 0.66 psi/ft, temperatura de fondo de 160F, porosidad de13%, presin de fractura de 2441 psi y un tiempo de operacin de 1:38 horas.

Para conocer las caractersticas del pozo Horcones 332 fracturado con fluido baseaceite cclico el da lunes 15 de febrero de 2010 se requieren mostrar los anlisisprevio y posterior al fracturamiento tanto del aceite como del agua de formacin,resultados que se muestran en las tablas 3.6 y 3.7 respectivamente.

Tabla 3.6 Caractersticas de aceite de formacin del pozo Horcones 332

Tabla 3.7 Caractersticas del agua de formacin del pozo Horcones 332


Densidad(g/cc)

Temperatura(C)

Viscosidad(cps) pH

Fierro(ppm)

Alcanil idad(ppm)

Cloruros(ppm)


08/02/10 1.030 24 N/P 6.7 0.4 500 23300 N/P TURBIO ACEITE 20/02/10 1.032 24 N/P 7.7 0.6 750 26432 10 TURBIO ACEITE


Densidad(g/cc)

GravedadAPI

Parafinas(%P)

Asfal tenos(%P)

Slidos(%P)

Emulsin(%V)

Agua(%V)

SedimentosOrgnicos

(%V)


(%V)08/02/10 0.93 15 63.5 23.81 2.99 0 0 0 020/02/10 0.93 15 66.4 24.53 3.06 0 0 0 0


49/98

III. METODOLOGA

35

Para la realizacin del sistema base aceite cclico es necesario cumplir conparmetros especficos de calidad respecto al aceite a utilizar en el diseo, ya quelas condiciones en que se encuentre determinan el gasto de algunos de los aditivosrequeridos para la elaboracin del fluido. Se debe considerar tambin que el valor delos parmetros de slidos, agua y emulsin no debe ser mayor al 1% del total de lamuestra, la presin de vapor Reid (PVR) debe ser menor a 2psi y el contenido deasfaltenos debe ser inferior al 5% en peso para usar el aceite cclico como base parala preparacin del fluido de fractura.

Para asegurar el cumplimiento de dichos parmetros se llevan a cabo las pruebasdel Mtodo de la centrfuga, Presin de Vapor Reid y Composicional (Tabla 3.8).

Tabla 3.8 Resultados de la prueba de muestra de aceite cclico.

Condicin NivelAceite 99% V

Emulsin 0% VAgua 1% VPVR 1.12 Psi

Asfaltenos 0.1% PParafinas alto peso 0% P

Parafinas de bajo peso 99.9% PSlidos inorgnicos 0% P

Los resultados de las pruebas para el anlisis de aceite demuestran que es posibleutilizarlo para la realizacin del sistema base aceite cclico.

El sistema base aceite es un fluido fracturante para aplicaciones que van desde 80

a 300F. El sistema es compatible con todos los hidrocarburos.La cantidad de aditivos necesarios como el activador y el agente gelificantedependen de los requerimientos del pozo.


50/98

III. METODOLOGA

36

Tabla 3.9 Concentraciones de reactivos para sistema base aceite para las diferentes

temperaturas de pozo 4.

Rango detemperatura

Concentracingpt

F C Agentegelificante Activador No

emulsificante80-120 27-66 1-5 gpt 2-6 gpt 0.5 gpt120-150 66-82 4-6 gpt 6-10 gpt 0.5 gpt150-180 77-93 5-8 gpt 6-10 gpt 0.5 gpt180-210 88-104 8-10 gpt 10-14 gpt 0.5 gpt210-240 99-116 7-11 gpt 10-14 gpt 0.5 gpt

240+ 116+ 10-14 gpt 14-18 gpt 0.5 gpt

La cantidad de productos para el diseo debe ser la requerida para la gelificacin yobtener un comportamiento reolgico adecuado, de lo contrario pueden presentarsedos situaciones en el fluido:

Un fluido sobreactivado; muy rgido (plstico) y difcil de verter y / o granuladoen apariencia y roto en pedazos cuando sea vertido.

Un gel con baja activacin; relativamente dbil, con pobres caractersticas desuspensin de apuntalante.

4 Parmetros para Diseo Fluido de Fractura Base Aceite Cclico. BJ Services.


51/98

III. METODOLOGA

37

Las caractersticas especficas de diseo del fluido base aceite cclico que fueutilizado para fracturar el pozo Horcones 332 (Figura 3.2) se presentan acontinuacin:



No emulsificante 0.5 gpt

Activador 8 gpt

Rompedor 20 gpt

Figura 3.2 Sistema base aceite cclico

Para el diseo de fluido base aceite se utiliza una concentracin de apuntalante de 7ppa al igual que en el caso del fluido base polimrica.

Con este diseo se logran los siguientes tiempos:Tiempo de cierre de vortex= 10 segundos

Tiempo de coronacin= 15 segundos

Tiempo de liberacin= 20 segundos


52/98

III. METODOLOGA

38

3.3 PREPARACIN DE SISTEMA FRACTURANTE BASE ACEITE DECANTADO

Se realiza un anlisis para determinar las caractersticas del aceite decantado

propuesto para la realizacin del fluido fracturante. Para realizar las pruebas de estesistema se utiliza una muestra del pozo Horcones 296 de la zona Chicontepecdebido a la semejanza que tiene con las muestras de los pozos ya fracturados confluido base polimrica y base aceite cclico por encontrarse en la misma zona. Paraconocer las caractersticas de este pozo se muestran los anlisis del aceite como delagua de formacin, resultados que se muestran en las tablas 3.10 y 3.11respectivamente.

Tabla 3.10 Caractersticas del aceite del pozo Horcones 296.

Tabla 3.11 Caractersticas del agua de formacin del pozo Horcones 296.


Densidad(g/cc)

Temperatura(C)

Viscosidad(cps) pH

Fierro(ppm)

Alcanil idad(ppm)

Cloruros(ppm)


12/04/10 1.13 24 N/P 7.7 2.0 4100 23000 N/P TURBIO ACEITE

Para la realizacin del sistema base aceite decantado es necesario cumplir con

parmetros especficos de calidad respecto al aceite a utilizar en el diseo.Debido a que es un hidrocarburo se mantienen las mismas restricciones que para elfluido de fractura base aceite cclico.


Densidad(g/cc)

GravedadAPI

Parafinas(%P)

Asfal tenos(%P)

Slidos(%P)

Emulsin(%V)

Agua(%V)

SedimentosOrgnicos

(%V)


(%V)

12/04/10 0.987 14 67.2 31 0.54 0 0 0 0


53/98

III. METODOLOGA

39

E l valor de los parmetros de slidos, agua y emulsin no debe ser mayor al 1% deltotal de la muestra, la presin de vapor Reid debe ser menor a 2psi y el contenido deasfaltenos debe ser inferior al 5% en peso para usar el aceite decantado como basepara la preparacin del fluido de fractura.

Para asegurar el cumplimiento de dichos parmetros se llevan a cabo las pruebasdel Mtodo de la centrfuga, Presin de Vapor Reid y Composicional.

3.3.1 Mtodo de la Centrfuga.

3.3.1.1 Fundamento

Determinar las caractersticas del aceite decantado respecto a la cantidad de slidos,agua, emulsin y aceite.

3.3.1.2 ReactivosAceite decantadoXilenoNo emulsificante

3.3.1.3 MaterialesMatraz pera 100mL

3.3.1.4 AparatosCentrfuga

3.3.1.5 Procedimiento

1.- Verter en un matraz pera 50 ml de aceite decantado, adicionando despus 50mlde xileno y 2 gotas de no emulsificante.

2.- Meter a la centrfuga por un periodo de 10 minutos a 3000 RPM.

3.- Observar composicin al trmino de la prueba (Figura 3.3).


54/98

III. METODOLOGA

40

3.3.1.6 Expresin de resultadosEl valor de cada uno de los parmetros de slidos, agua y emulsin no debe sermayor al 1% del total de la muestra para ser usado como base para la preparacindel fluido5.

Figura 3.3 Porcentaje de slidos, agua, emulsin y aceite en muestra de aceite decantado.

3.3.2 Presin de Vapor Reid

3.3.2.1 FundamentoProporcionar un medio para determinar si el aceite decantado vaporiza o no a una

temperatura de 100F.

3.3.2.2 MaterialesAparato de presin de vapor Reid integrado por una cmara de vapor y una cmarade lquido.Termmetro ASTM 18C con rango de 36 A 42CCronmetro

Envase de vidrio de 100mLTapn



55/98

III. METODOLOGA

41

3.3.2.3 AparatosBao de calentamientoManmetro de presin de 0 a 15 psiBao de enfriamiento

3.3.2.4 Preparacin y acondicionamiento de la muestraColocar la muestra en el envase de vidrio y llenarla a un 75% de su capacidad,sellarla y mantenerla en el bao de enfriamiento a una temperatura de 0 0.1C.

3.3.2.5 Procedimiento1.- Ensamblar la cmara de vapor y colocarla en el bao de lquido 10 minutos antes

de realizar la prueba. Verificar si existe fuga y el funcionamiento correcto delmanmetro.2.- Colocar la cmara de lquido en el bao de enfriamiento 10 minutos antes derealizar la prueba.

3.- Agitar vigorosamente la muestra por 1 minuto.

4.- Airear la muestra, cerrarla y agitarla por 1 minuto. Colocarla nuevamente en elbao de enfriamiento. Repetir este paso hasta 3 veces cada 2 minutos.

5.- Verter la muestra en la cmara de lquido hasta el punto de derrame.

6.- Retirar del bao de agua la cmara de vapor, ensamblar con la cmara de lquido(Figura 3.4). No ms de 10 segundos deben transcurrir despus de sacar la cmarade vapor del bao de lquido.

7.- Invertir el aparato de presin de vapor y agitar 8 veces en la misma posicin dearriba hacia abajo, despus colocarlo dentro del bao de lquido.

8.- Tomar la primera lectura del manmetro 5 minutos despus de haberlo sumergidoen el bao. Invertir el aparato de presin de vapor y agitar 8 veces en la mismaposicin de arriba hacia abajo, despus colocarlo dentro del bao de lquido.

9.- Tomar las siguientes lecturas cada 2 minutos.


56/98

III. METODOLOGA

42

10.- Se realizan mnimo 5 repeticiones, o las necesarias hasta obtener la mismalectura en el manmetro, la cual es la presin de vapor de la muestra en psi.

3.3.2.6 Expresin de resultados

El valor obtenido en el manmetro no debe superar las 2 psi para poder utilizar elaceite decantado como base del sistema fracturante propuesto 6.

Figura 3.4 Equipo de presin de vapor ensamblado.

3.3.3 Composicional de Aceite

3.3.3.1 FundamentoDeterminar la calidad del aceite decantado por evaluacin de porcentajes obtenidosde asfaltenos, slidos y parafinas totales.

3.3.3.2 ReactivosPentanoAcetona1, 2 diclorometano



57/98

III. METODOLOGA

43

3.3.3.3 Materiales3 vasos de precipitadoFiltro milipor de fibra de vidrioPipetasProbeta graduada de 100mL

3.3.3.4 AparatosBalanza analticaEquipo de vacoParrilla elctrica

3.3.3.5 Procedimiento1. Pesar 3 vasos de precipitado y 1 papel filtro. Registrar pesos.

2. Aadir 50 ml de pentano en una probeta graduada de 100 ml y poner sobrebalanza y pesar de 1 a 5 gr de la muestra de aceite crudo en la probeta. Registrarpeso de muestra.

- Aceite pesado; pesar de 1 a 2.5 gr.- Aceite ligero; pesar 5 gr.

3. Agitar vigorosamente la muestra por 1 minuto y filtrar en vacio para removerpentano insoluble.

4. El lquido obtenido a travs del filtrado es el pentano soluble.5. Verter el pentano soluble sobre un vaso de precipitado. Colocar el contenido de

pentano soluble en parrilla y llevar a ebullicin.6. El producto obtenido en el vaso de precipitado son las parafinas totales.

7. Lavar el vaso con 100 ml de acetona con una agitacin constante. El residuo enel vaso se somete a calentamiento y el resultado son las parafinas de alto pesomolecular.


58/98

III. METODOLOGA

44

8. Ebullir el producto del lavado. Los restos del material obtenido en el vaso despusde que toda la acetona ha sido removida son las parafinas de bajo pesomolecular.

9. Lavar la probeta y el papel filtro con 100 ml de 1, 2 diclorometano.

10. Colocar en un vaso de precipitado y poner a ebullicin. Pesar el residuo y obtenerla cantidad de asfaltenos presentes en la muestra.

11. Someter a calentamiento el papel filtro durante 5 minutos y pesar. Los residuosobtenidos en el papel filtro son la cantidad de slidos inorgnicos en la muestrade aceite.

12. Establecer los pesos totales de cada uno de los vasos de precipitado paraobtener el porcentaje total (Figura 3.5).

3.3.3.6 Expresin de resultados

Establecer los pesos y determinar el porcentaje de acuerdo a las siguientesfrmulas:

10022

% X muestra peso

vasode pesoebullir dedespuesvaso pesoasfaltenos

=

10011

% X muestra peso

vasode pesoebullir dedespuesvaso peso pesoalto parafinas

=

10033

% X muestra peso

vasode pesoebullir dedespuesvaso peso pesobajo parafinas

=

100cos% X muestra peso

filtro papelinicial peso filtro papel final pesoinorgnislidos

=

La suma de todos los porcentajes debe ser cuando menos el 90%. Si el porcentajetotal es menor de este rango, la prueba debe ser repetida.


59/98


60/98

III. METODOLOGA

46

3.3.4.2 ReactivosAceite decantadoAgente gelificanteNo emulsificanteActivador

3.3.4.3 MaterialCronmetroProbetaJeringas

3.3.4.4 AparatosLicuadora con tacmetro

3.3.4.5 Procedimiento1. Medir 250 ml de muestra de aceite decantado dentro de la jarra y colocarla en

la licuadora.

2. Licuar a una velocidad de + 1500 RPM.

3. Adicionar los aditivos requeridos en el proceso de mezclado.

4. Accionar el cronmetro al momento de adicionar el activador.

3.3.4.6 Expresin de resultados1. Cuando el vortex del fluido se cierra encima de las aspas de la licuadora se

detiene el tiempo en el cronmetro y se conoce como tiempo de cierre de vortex(Figura 3.6 a).

2. Cuando el fluido pierde completamente el vortex y forma una capa en la licuadorase detiene el tiempo en el cronmetro. Este tiempo es llamado tiempo de coronacin(Figura 3.6 b).


61/98

III. METODOLOGA

47

3. Cuando el fluido pueda ser transferido de un recipiente a otro en una masacontinua el tiempo en el cronmetro es detenido. Este tiempo es el tiempo de(liberacin Figura 3.6 c).

(a) (b) (c)

Figura 3.6 (a) Cierre de vortex, (b) Tiempo de coronacin y (c) Tiempo de liberacin.

Para asemejar las caractersticas fsicas observables en el sistema polimrico y en elsistema base aceite cclico y asegurar que el fluido base aceite decantado pueda serutilizado para sustituir su aplicacin en pozos, se realizan varias pruebas de cierre devortex con diferentes concentraciones de los aditivos considerando que de acuerdo alas especificaciones de los pozos, la concentracin de reactivos se encuentra en larequerida para el rango de temperatura de 150 a 180F

Tabla 3.12 Propuesta de sistemas de fluidos base aceite decantado, preparados adiferente concentracin.

Concentracin gpt Tiempo segundos

Sistema AgenteGelificante

NoEmulsificante Activador

Cierre deVortex Coronacin Liberacin

1 1 0.5 1 N/A N/A N/A2 2 0.5 2 60 70 78

3 3 0.5 3 45 62 724 4 0.5 6 39 54 635 5 0.5 6 36 42 506 6 0.5 7 22 31 467 7 0.5 7 10 15 208 8 0.5 8 9 12 15


62/98

III. METODOLOGA

48

Las caractersticas especficas de diseo del fluido base aceite (Figura 3.7) obtenidasde acuerdo a su comportamiento en las diferentes propuestas de concentracin sepresentan a continuacin:



No emulsificante 0.5 gpt

Activador 7 gpt

Figura 3.7 Sistema base aceite decantado

Para el diseo de fluido base aceite decantado se utiliza una concentracin deapuntalante de 7 ppa al igual que en el caso del fluido base polimrica y del fluidobase aceite.

Con este diseo se logran los siguientes tiempos:

Tiempo de cierre de vortex= 10 segundos

Tiempo de coronacin= 15 segundosTiempo de liberacin= 20 segundos

Se realizan ahora las pruebas comparativas entre el fluido base polmero, baseaceite cclico y base aceite decantado.


63/98

III. METODOLOGA

49

3.3.5 Compatibilidad

3.3.5.1 Fundamento Demostrar que el sistema fracturante utilizado tiene o no la capacidad de mezclarse

con el aceite del pozo sometido a fractura.

3.3.5.2 ReactivosMuestra de crudo del pozo Horcones 296Gel sistema polimricoGel sistema base aceite cclicoGel sistema base aceite decantadocido clorhdrico diluidoHidrxido de calcio

3.3.5.3 Material3 Frascos graduadosCrisolJeringa de 10mLEsptula

3.3.5.4 AparatosBao Mara3.3.5.5 Preparacin y acondicionamiento de la muestraMantener la muestra del pozo a temperatura ambiente en un recipiente cerrado.Agitarla durante 1 minuto para utilizarla en la prueba.

3.3.5.6 Procedimiento:1. Preparar el sistema base polimrica y degradarlo con HCl diluido.2. Preparar el sistema base aceite cclico y degradarlo con CaOH.3. Preparar el sistema base aceite decantado y degradarlo con CaOH.


64/98

III. METODOLOGA

50

4. Verter 50 ml del fluido a un frasco graduado, despus adicionar 50 ml deaceite del pozo. Realizar este paso para los tres sistemas.

5. Cerrar el frasco y agitar por 1 minuto.6. Precalentar el Bao Mara a temperatura de 160F y colocar las muestras

durante 30 minutos.

3.3.5.7 Expresin de resultadosReportar el tiempo en minutos, la duracin mxima de la prueba son 30 minutos paraobservar si existe separacin de fases del aceite con el fluido de tratamiento a latemperatura de 160 F (Figura 3.8).

(a) (b) (c)Figura 3.8 Separacin de los sistemas polimrico (a), aceite cclico (b) y aceite decantado (d)

con el crudo procedente del Pozo Horcones 296.

3.3.6 Control de Calidad de Apuntalante

3.3.6.1 FundamentoDeterminar si el apuntalante Sand White malla 12/20 puede cumplir con losrequerimientos del pozo a tratar.


65/98

III. METODOLOGA

51

3.3.6.2 ReactivosArena Sand White malla 12/20 (Figura 3.9 a).

3.3.6.3 MaterialesCepil

tesis fractura hidraulica

Documents