AntecedentesAgentes apuntalantes

Uno de los principales elementos en el fracturamiento hidrulico son los agentes apuntalantes, estos son partculas granulares que apuntalan y mantienen abierta la fractura, soportando los esfuerzos del yacimiento, con el fin de preservar los canales de flujo recin creados para facilitar el flujo de fluidos.Despus de haber inyectado el fluido a travs de los disparos en la tubera de revestimiento para romper la formacin, se inyecta un segundo fluido, este es el encargado de transporta el agente apuntalante para ser depositado en la fractura de reciente creacin; los apuntalantes son clasificados de acuerdo a su forma tamao y esfericidad, `ya que dependiendo de estas caractersticas se formar un conducto eficiente para la migracin de fluidos del yacimiento al pozo.A lo largo del tiempo as como las tcnicas de fracturamiento han evolucionado, los agentes apuntalantes tambin, en un principio se utilizaban cscaras de nuez a arenas naturales y esferas de alta resistencia, tal ha sido la evolucin que ahora se utilizan arenas recubiertas con resina que aglutina la arena despus de ser depositada en la fractura hasta esferas hechas con bauxita o cermica.Este captulo proporciona la informacin acerca de los apuntalantes utilizados en el fracturamiento hidrulico. Debido a la gran variedad que existe en el mercado, el Instituto Americano del Petrleo estableci en 1983 la norma API RP56 la cual es una prueba para distinguir la calidad y la utilidad de cada agente apuntalantes.

Tipos de agentes apuntalantes

ArenaEn la mayora de las operaciones de fracturamiento hidrulico se ha utilizado arena como agente apuntalante dada las caractersticas de este material como, su bajo costo, disponibilidad, y resistencia (hasta ciertas profundidades y esfuerzos). Dependiendo de sus propiedades fsicas las arenas pueden ser subdivididas en grupos de excelente, buenos y deficientes grados de calidad. Las arenas comnmente utilizadas en el fracturamiento son arena Blanca, arena de Ottawa, arena Jordan, etc. Las cuales cumplen con los estndares de la norma API, comnmente se utiliza la arena de Ottawa. Cascara de nuezEste material presenta una naturaleza deformable que permite que las partculas se aplanen y haya una distribucin de carga la desventaja de estos materiales es que cuando haya una severa deformacin los canales de flujo sern bloqueados y las partculas quedaran prcticamente atascadas, prcticamente la cascara de nuez como material apuntalanteesta en desuso debido al nuevo avance tecnolgico que permite materiales con mayor ndice de resistencia a presiones y temperaturas altas.Arena recubierta con resinaLas necesidades de un apuntalante ms resistente y con mayores beneficios han llevado a buscar otros tipos de apuntalante o bien mejorar los ya existentes, actualmente las arenas son recubiertas con resina. La resina con la que se recubre la arena es usualmente reticulada durante el proceso de manufactura para formar una pelcula inerte. Las arenas recubiertas con resina tienen una alta conductividad y presin de confinamiento alta a comparacin de las arenas convencionales. La resina ayuda a resistir el esfuerzo, sobre una mayor rea del apuntalante y reduce la carga puntual,lo que provoca una distribucin de carga ms homognea. Cuando hay una fuerza aplicada sobre los granos la resina ayuda a encapsular el aplastamiento, y los previene de migrar y cerrar el canal de flujo. Estos agentes pueden ser usados para prevenir el flujo inverso del agente cerca del pozo. La arena recubierta con resina es bombeada al final del tratamiento. El pozo es cerrado por un tiempo para permitir el contacto de las partculas del agente, estando consolidadas y a la vez permitiendo el flujo.Agentes apuntalantes cermicos.Estos apuntalantes fueron creados para ambientes de alta presin de cierre son de naturaleza cermica, dadas estas caractersticas especiales su costo es elevado, la densidad a comparacin con otros agentes apuntalantes es alta, adems de proveer una alta conductividad ya que su forma totalmente esfrica y su tamao homogneo les permite un mejor acomodo, comparado con granos de arena donde son totalmente heterogneos, estos agentes son utilizados para resistir esfuerzos de cierre con rangos entre 5000 psi y 10000 psi. En la siguiente figura se puede apreciar con mayor claridad el acomodo de las partculas comparando el agente apuntalante cermico con arena. Arena Son granos de tamao irregular, de forma estrecha y su empaquetado puede reducir la conductividad.Material cermicoTamao uniforme/ forman una mayor conductividad del empaque apuntalante.

Fig. 3.1 comparacin de un apuntalante cermico vs arenaAgentes apuntalantes de alta resistencia.Dentro de estos agentes apuntalantes podemos encontrar a la Bauxita, Circonio y caoln por mencionar algunos, dada las caractersticas especiales de estos agentes su costo es elevado lo que provoca la limitante para ser empleado en cualquier pozo, reducindolo solo a pozos donde la presin de cierre es alta.BauxitaEste agente apuntalante puede ser de resistencia media o de alta resistencia en esencia su fabricacin es la misma, la diferencia es la pureza de los materiales empleados en ellas puede llegar a resistir hasta mas de 8000 psi en presin de cierre.CaolnLa bauxita es el material principal para este tipo de apuntalante luego de mezclarla con diferentes aditivos, aumenta la calidad de la misma, y se le agregan ventajas como la resistencia a altas temperaturas, resistencia a presiones altas, buena capacidad de conductividad y resistencia a la erosin.El requerimiento primordial de un buen apuntalante es sin duda la conductividad que este pueda ofrecer a la fractura, si bien este es uno de los principales factores no se puede dejar de lado la parte econmica de la operacin, es decir entre mas resistencia tenga el agente apuntalante, mas caro ser lo que y puede que la operacin de fracturamiento hidrulico no sea rentable.

Fig.3.2 arena, arena recubierta con resina, cermicos

Caractersticas de los agentes apuntalantes.Las caractersticas que se evalan de los agentes apuntalantes son las siguientes: Resistencia al aplastamiento. Granulometra. Esfericidad y redondez. Densidades absoluta y densidad bruta Solubilidad al cido Turbidez.Las especificaciones respecto a las propiedades fsicas de los agentes apuntalante definidas por el American Petroleum Institute (API) y las recomendaciones para su evaluacin se detallan en la norma APIRP56.Cada uno de estos factores influye tanto en la operacin de fracturamiento como en la productividad del yacimiento despus de dicha operacin.GranulometraLos agentes apuntalantes con mayor tamao de grano proveen una mayor permeabilidad. Sin embargo, tienen que ser evaluados en relacin con la formacin que est siendo estimulada y el incremento de dificultades en su transporte y desplazamiento. Las formaciones sucias, tienen una significativa migracin de finos y no son candidatos a utilizar agentes apuntalantes de gran tamao. Los finos tienden a invadir el agente apuntalante ya consolidado y lo que obstruye el flujo en la fractura disminuyendo as su permeabilidad. En este tipo de casos los apuntalantes de menor tamao son ms resistentes a la invasin de finos, inclusive ofreciendo una menor conductividad inicial, el promedio de conductividad sobre la vida del pozo ser mayor.El tamao de grano recomendado por el API se muestra en la siguiente tabla:Tamiz Milmetros (mm)

8/122.38-1.68

10/202.00-0.84

20/400.84-0.42

70/140210-105 micron

El tamiz 20/40 (0.42mm-0.84mm) comnmente es la ms usada.Resistencia al aplastamiento.Para crear una fractura hidrulica los esfuerzos in-situ deben de superarse para romper la formacin y propagar la fractura. Al retirar la presin de fracturamiento dominan los esfuerzos de la formacin sobre la fractura recin creada con una tendencia a cerrarla, para evitar el cierre se introduce el agente apuntalante disperso en el fluido fracturante a la fractura. El agente requiere ser lo suficientemente resistente para mantenerla abierta, de lo contrario al ser sometido a las fuerzas de aplastamiento reducir drsticamente la permeabilidad de dicha fractura.La arena deber ser utilizada en formaciones con un esfuerzo de cierre menor a 6000psi. En el rango de 5000psi a 10000psi, podrn ser utilizados agentes apuntalantes de resistencia intermedia. Cuando el esfuerzo de cierre sea superior a 10000psi se requieren agentes apuntalantes de alta resistencia. Usualmente los apuntalantes que se requieren deben resistir entre 4000psi y 6000psi.Esfericidad y redondez.Los parmetros comunes de las formas de las partculas que han sido determinadas como tiles para la evaluacin visual de los apuntalantes son la esfericidad y la redondez. Este procedimiento encuentra su mayor utilidad en la caracterizacin de nuevos depsitos de apuntalantes y nuevas fuentes de apuntalantes sintticos. El mtodo ms ampliamente utilizado para determinar redondez y esfericidad es el empleo de la carta Krumbein/Sloss, la esfericidad es la medida de que tan cercana es una partcula de apuntalante a la forma de una esfera. La redondez es la medida de la relativa angulosidad de las esquinas de la curvatura.Estas medidas pueden ser determinadas de forma separada. Se encuentran disponibles y son adecuados los diferentes mtodos de medicin que emplean tecnologa fotogrfica o digital.Estas tienen un efecto directo en la conductividad de la fractura. Los esfuerzos tienen una mejor distribucin cuando el agente sustentante tiene mayor redondez. Densidad.La densidad del agente apuntalante influye en su transporte y desplazamiento. Mientras ms denso sea el material ms difcil ser mantenerlo suspendido en el fluido de fracturamiento y transportarlo a la fractura. El desplazamiento se podr llevar acabo de dos maneras: 1) usando fluidos con alta viscosidad con velocidad de flujo mnima , o 2) usando fluidos con baja viscosidad pero con alta velocidad de flujo. Solubilidad al cidoEs necesario que los agentes apuntalantes sean insolubles al cido o casi insolubles, ya que posterior a la campaa de fracturamiento del yacimiento es posible que se programe una campaa de acidificacin, si el agente es soluble durante la acidificacin se perderan los conductos creados en el fraturamiento. La prctica de acidificar despus de fracturar es comn, la acidificacin se lleva con una mezcla de cidos, esta mezcla se llama sistema cido y depende de las caractersticas mineralgicas de la formacin, cuando se evala la solubilidad al cido preferentemente se prueba para el sistema cido que se empleara en la formacin. El API limita la cantidad de agente sustentante disuelta por el sistema cido al 5%, esta caractersticas la cumplen casi todos los agentes con excepcin de los orgnicos como la cascara de nuez, lo que representa la principal limitacin para su uso.TurbidezLa turbidez no es esencialmente una caracterstica del agente apuntalante sino de su distribucin, el agente apuntalante se selecciona en una planta o mina y debe lavarse para retirar todas las partculas finas, o polvo, impregnadas entre el material granular. La turbidez evala indirectamente la pureza o limpieza del material; para esto se elabora una dispersin del agente en agua midiendo la turbidez de esta midiendo su opacidad con un equipo llamado turbidmetro. Si el agente no contiene partculas finas el agua ser clara con turbidez nula, en cambio si existen gran cantidad de partculas finas en el material el agua ser turbia al disolverse los finos en ella. Prueba de aplastamientoLa prueba de aplastamiento sirven para evaluar la resistencia y el comportamiento de los agentes apuntalantes empleados en el fracturamiento hidrulico, con el fin de garantizar una estimulacin efectiva. Para la prueba de aplastamiento se requiere de un marco de carga y una celda de compresin uniaxial, el marco de carga debe ser capaz de suministrar hasta 10000 psi de presin, mientras que la celda consiste en un recipiente de acero con espesor de 6mm dimetro interior constante de 5cm y 10cm de altura. La prueba se lleva a cabo en una muestra con tamao de grano conocido seleccionada de un tamizado, se coloca parte de la muestra en el fondo de la celda formando un lecho de 1cm, sobre el lecho y en el interior de la celda se coloca un pistn de acero de 5cm de dimetro; a travs del pistn el marco de carga transmitir 4000 psi a la muestra durante dos minutos, pasados ese tiempo se descarga la muestra y se saca de la celda, se determina la cantidad de partculas aplastadas a travs de un tamizado.Todo este procedimiento esta descrito en la norma APIRP56 y se presenta a continuacinProcedimiento recomendado por el API

Factores de cargaExisten diferentes factores que intervienen en el comportamiento del agente apuntalante una vez depositado dentro de la fractura como son:Magnitud de presinAl retirar la presin de fracturamiento los esfuerzos de la formacin tienden a cerrar la fractura recin creada, es aqu donde acta el agente apuntalante que soporta los esfuerzos generando resistencia al cierre de dicha fractura, la magnitud de la carga en la prueba debe ser similar a la que transmiten los esfuerzos de la formacin.Velocidad de cargaLa velocidad con la que se disipa la presin de fracturamiento hasta llegar a la del yacimiento ser la velocidad de carga, es decir, la velocidad a la que se disipa la presin de fracturamiento mientras se llega al esfuerzo de la formacin, la velocidad de la carga en la prueba de aplastamiento debera simular este efecto. Tiempo de cargaUna vez que acta la presin del yacimiento sobre el banco de apuntalante, en el interior de la fractura, la magnitud de la presin sobre el apuntalante permanecer un tiempo indefinido. Cuando la presin del yacimiento acta sobre el agente apuntalante se aplastar y romper durante un tiempo determinado, paulatinamente se lograr un estado de equilibrio y el rompimiento desaparece. Tamao de muestraDurante la evaluacin se considera un tamao de muestra representativo ya que en un procedimiento normalizado es necesario mantener un tamao de muestra especfico siendo el mismo en todas las pruebas, ya que, el tamao de muestra depositado en la fractura es mnimo haciendo ms complicado el control de cada una de las variables. Este tamao establecido por la APIRP56 se fue variando en cada una de las pruebas para la obtencin de resultados respecto a su efecto.Acomodo de las partculasCuando es depositado el agente apuntalante en la fractura, este mantendr una compacidad mnima debido al comportamiento dado durante la depositacin , este acomodo no es posible durante la prueba ya que la compacidad mnima se da durante la depositacin en el seno de un fluido, el procedimiento recomendado por el API no se asemeja a la realidad de forma estricta pero al igual que el factor anterior se sigue un procedimiento estandarizado.

Estimulacin de pozos petrolerosA lo largo de la vida de un pozo, este es sometido a diferentes operaciones las cuales comnmente generan alteraciones en las caractersticas originales y naturales de la formacin que dan como resultado una disminucin en la permeabilidad, afectando el flujo de fluidos de la formacin hacia el pozo y del pozo a la formacin, como consecuencia, se presenta una disminucin en la productividad o complicaciones en la inyectividad.La estimulacin de pozos petroleros es el proceso mediante el cual se restituye o se crea un sistema intensivo de canales, en la formacin productora que permite facilitar el flujo de fluidos.Los objetivos de una estimulacin son: Para pozos productores: Incrementar la produccin. Para pozos inyectores: Mejorar la inyeccin de fluidos, como pueden ser agua, gas o vapor. Para pozos de recuperacin mejorada o secundaria: Optimizar los patrones de flujo.A travs de la estimulacin de pozos ha sido posible mejorar la produccin de aceite y gas, incrementando la cantidad de reservas recuperables, el procedimiento se ha aplicado a un amplio tipo de formaciones y profundidades, siendo no solo aplicable a pozos petroleros, sino tambin a pozos de agua y vapor.Los trabajos de investigacin llevados a cabo desde el siglo pasado, han permitido optimizar las tcnicas y procesos de estimulacin,dentro de los mtodos ms importantes de estimulacin de pozos, se encuentran la estimulacin matricial, el fracturamiento cido y el fracturamiento hidrulico mismos que en este captulo sern tratados como base fundamental para entender el objetivo de este trabajo. Posteriormente en el captulo dos se profundizara en el fracturamiento hidrulico, tema muy importante para comprender los captulos posteriores.

Dao a la formacinEl dao a la formacin es la obstruccin parcial o total y natural o inducida, que se presenta en la roca al flujo de fluidos de la formacin al pozo o del pozo a la formacin, lo que origina una alteracin de las propiedades petrofsicas ms importantes de la roca como son la porosidad y la permeabilidad como consecuencia de la obstruccin del flujo de fluidos, siendo en algunos casos esta obstruccin total. (Acosta, Hernndez, y otros 1983)La importancia del estudio del dao reside en el efecto de la disminucin de la productividad de los pozos petroleros.Generalmente un control del dao presenta mayor rentabilidad econmica en los casos en los que el objetivo de restitucin de la produccin es difcilmente alcanzable, (Garaicochea P. s.f.)sin embargo generalmente en todos los pozos se tendr algn tipo de dao.El dao a la formacin se puede generar en las siguientes etapas de la vida de un pozo: Perforacin. Terminacin. Cementacin. Produccin. Reparacin. Recuperacin mejorada. Estimulacin.Determinacin de dao.Para la determinacin de dao se pueden aplicar diferentes mtodos como son: en laboratorio mediante el anlisis de ncleos, directamente en el pozo mediante la utilizacin de registros geofsicos o mediante el anlisis de pruebas de presin.Las pruebas de presin permiten evaluar las condiciones del sistema roca fluido directamente a partir de la variacin de la presin despus de un cierre de produccin. Con esta variacin de presin se pueden conocer algunos parmetros del yacimiento y evaluar el dao.La ecuacin bsica que define este anlisis de variacin de presin para un yacimiento infinito y homogneo e isotrpico es la ecuacin presentada por Horner (1951).(Allen Thomas y Roberts Alan s.f.)

Dnde:Presin en el fondo

Presin inicial

qGasto de produccin

Factor volumtrico del aceite

Viscosidad del aceite

kPermeabilidad de la formacin

hEspesor del yacimiento

tTiempo de produccin

tTiempo despus del cierre

Para simplificar el anlisis se considera como parmetro adimensional el trmino y considerando que las variables q, , B, Ko, h y Pi son constantes se obtiene una recta al graficar esta ecuacin.

Grfica 1. Comportamiento ideal ecuacin de Horner.

La misma ecuacin escrita en unidades de campo es la siguiente:

Dnde:[psi]

[psi]

k[mD]

h[ft]

[cp]

t[hr]

[hr]

Graficando el comportamiento ideal de la ecuacin de Horner y los valores obtenidos en campo a partir del monitoreo de la presin despus de un cierre y cambiando el eje de la variable se observa de la siguiente manera:

Grfica2. Comparacin de comportamiento ideal de la ecuacin de Horner y los valores obtenidos en campo.

La variacin de presin depende de la permeabilidad del yacimiento, por lo que si esta se modifica se observa una distorsin en la grfica.

Fig.1. Distribucin de la presin mostrando los efectos del dao.

El dao causado por la invasin de fluidos, filtracin de cemento, etc., distorsiona la curva de incremento de presin en los tiempos de cierre iniciales. El dao a la formacin causar una cada de presin adicional en la distribucin de la presin del agujero; esta cada adicional ha sido llamada efecto de dao (Acosta, Hernndez, y otros 1983).Como ya se mencion anteriormente los fluidos utilizados durante la vida de un pozo generalmente producen una alteracin negativa de las condiciones de flujo del yacimiento, pudiendo cambiar su mojabilidad, cambiando la estructura de las arcillas del yacimiento o taponando los conductos porosos. Analizando la ecuacin de Horner a la variable que permite cuantificar el dao obtenido con la evaluacin de las cadas de presin se le llama factor pelcula (S) el cual puede calcularse con la siguiente expresin definida por Everdingen y Hurts en unidades de campo.

Dnde:Factor pelcula

Pendiente de la recta

Porosidad

CCompresibilidad del aceite [psi-1]

Viscosidad del aceite [cp]

RwRadio del pozo[ft]

KPermeabilidad [mD]

Presin en 1 hora ledo en la recta extrapolada [psi ]

Presin de fondo fluyente [psi]

Si S=0No hay dao

Si S>0Hay dao

Si S