INDICE

1GENERALIDADES11.1INTRODUCCIN12FUNDAMENTACION TEORICA22.1FLUIDOS DE FRACTURAMIENTO22.1.1Fluidos base agua22.1.2Fluidos base aceite32.1.3Fluidos base acida32.2POLMEROS VISCOSIFICANTES42.2.1Goma guar42.2.2El hidroxipropil guar (HPG).42.2.3El carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG).52.2.4Hidroxietil celulosa (HEC) o el hidroxipropil celulosa (HPC).52.2.5Carboximetilhidroxietil celulosa (CMHEC).52.2.6La goma xantana.52.3ADITIVOS52.3.1Activadores de viscosidad.62.3.2Quebradores.72.3.3Aditivos para prdida de filtrado.82.3.4Bactericidas92.3.5Estabilizadores.102.3.6Surfactantes.102.3.7Controladores de PH (buffers).112.3.8Rompedores112.3.9Aditivos de Perdida de Fluido122.3.10Estabilizadores de Arcilla132.4AGENTES DE SOSTN132.4.1Propiedades fsicas de los agentes de sostn142.4.2Clases de agentes de sostn143BIBLIOGRAFA15INDICE DE TABLA

TABLA 1: CARACTERISTICAS DE LOS ACTIVADORES COMUNMENTE USADOS6TABLA 2: SELECCION DE ROMPEDORES8

NDICE DE FIGURAS

FIGURA 1: DIAGRAMA ESQUEMATICO DEL FRACTURAMIENTO DE UNA ROCA1FIGURA 2: EFECTO DE LA TEMPERATURA Y RETICULANTE SOBRE SOLUCIONES DE HIDROXIPROPIL GUAR3

iiiGENERALIDADESINTRODUCCINEl Fracturamiento Hidrulico consiste en la inyeccin de un fluido fracturante, altamente viscoso, por encima de la presin de fractura de una formacin, con el objeto de generar en ella canales de flujo (fracturas) y colocar un elemento empaque (arena, que permita incrementar la conductividad de la formacin y por ende, el flujo de fluidos hacia el pozo.FIGURA 1: DIAGRAMA ESQUEMATICO DEL FRACTURAMIENTO DE UNA ROCA

Fuente: [Fundamentos de la Teora de Fracturamiento Hidrulico, 2005]Es la propagacin de fracturas en una roca a causa de un fluido de presurizado. Estas fracturas hidrulicas son utilizadas para mejorar o posibilitar la extraccin de petrleo o gas desde el subsuelo. Este tipo de trabajos es realizado desde el pozo perforado en los puntos o profundidades deseadas. La energa de inyeccin del fluido a altas presiones crea nuevos canales en la roca, la cual mejora su permeabilidad y se hace ms susceptible a la extraccin de hidrocarburos.El fracturamiento hidrulico es tambin considerado una herramienta para realizar una adecuada administracin del yacimiento, que en estos ltimos tiempos ha dado resultados satisfactorios. Un fracturamiento selectivo, con buena planeacin optimiza la recuperacin de reservas y controla la produccin en los yacimientos de hidrocarburos, tanto de petrleo como de gasEl fluido de fracturamiento es un componente crtico del tratamiento de fracturamiento hidrulico. Su funciones principales son abrir la fractura y transporta el agente apuntalante a lo largo de la fractura. Las propiedades viscosas del fluido son usualmente considerados los ms importantes.Sin embargo, adems de demostrar la viscosidad apropiada en la fractura, otras propiedades especiales del fluido de fracturamiento deben ser romper y limpiarse rpidamente una vez que se termin el tratamiento, proveer un buen control de perdida de fluido, mostrar una baja presin de friccin durante el bombeo y ser tan econmico como sea practico. Tambin se utilizan aditivos para aumentar la viscosidad a temperaturas altas, para romper su viscosidad a temperaturas bajas o para ayudar al control de escurrimiento del fluido hacia la formacin.FUNDAMENTACION TEORICAFLUIDOS DE FRACTURAMIENTOFluidos base aguaDebido a su bajo costo, alto rendimiento y fcil manejo, los fluidos base agua son los fluidos de fracturamiento mas ampliamente usados. Se pueden usar varios polmeros solubles en agua para hacer una solucin viscosificada capaz de mantener suspendidos los apuntalantes a temperatura ambiente. Sin embargo, a medida que aumenta la temperatura, esta solucin se diluye significativamente. La concentracin del polmero (carga de polmero) se puede aumentar para compensar los efectos trmicos, pero este enfoque es costoso. En vez de este, se usan agentes reticulantes para incrementar significativamente el peso molecular efectivo del polmero, incrementando as la viscosidad de la solucin (Fig. 1).FIGURA 2: EFECTO DE LA TEMPERATURA Y RETICULANTE SOBRE SOLUCIONES DE HIDROXIPROPIL GUAR

Los primeros polmeros usados para viscosificar el agua para aplicaciones de fracturamiento fue la goma guar.Fluidos base aceiteSe usaron aceites pesados originalmente como fluidos de fracturamiento, principalmente debido a que estos fluidos se consideraban menos dainos para una formacin productora de hidrocarburos que los fluidos base agua. Su viscosidad inherente tambin los hace ms atractivos que le agua. Los fluidos base aceite son costosos para usar y su manejo operacional es difcil. Estos se utilizan actualmente solo en formaciones que son extremadamente sensibles al agua.Fluidos base acidaEl fracturamiento acido es un proceso de estimulacin de pozo en el cual el cido, usualmente cido clorhdrico (HCL), es inyectado dentro de una formacin de carbonato a una presin suficiente para fracturar la formacin o para abrir fractura naturales existentes, donde porciones de la cara de la fractura son disueltas.la longitud efectiva de la fractura es determinada por la longitud de intrusin del cido, el cual depende del volumen de cido usado, su velocidad de reaccin, y la prdida del fluido acido de la fractura hacia la formacin.En algunos casos, especialmente en carbonatos, existe una eleccin entre tratamiento de fracturamiento cido y con apuntalantes. Operacionalmente, el fracturamiento acido es menos complicado porque no se utiliza ningn agente apuntalante. El peligro de de que se forme un barrera de apuntalantes y los problemas de retorno de apuntalantes y su limpieza del pozo luego del tratamiento son eliminados. Sin embargo, el cido es ms costoso que la mayora de los fluidos de tratamiento no reactivos.La prdida de fluido es un problema mayor cuando se usa acido que cuando se usa un fluido no reactivo. El escurrimiento del cido es extremadamente no uniforme y da como resultado agujeros de gusano y el agrandamiento de las fracturas naturales. Esto aumente enormemente el rea efectiva de donde ocurre el escurrimiento y hace difcil el control de perdida de fluido.POLMEROS VISCOSIFICANTESExisten distintos tipos, derivados de la goma natural guar o derivados celulsicos. En este aspecto el avance tecnolgico ha permitido el desarrollo de nuevos fluidos fracturantes, bsicamente podemos nombrar los siguientes.Goma guarFue de las primeras utilizadas para viscosificar el agua usada en los fracturamientos, es un polmero de alto peso molecular, de cadena larga, tiene una 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. El hidroxipropil guar (HPG).Se deriva del Guar con xido de Propileno, contiene de 2 a 4% de residuos insolubles, pero algunos estudios (Almond y Ca. 1984 y Brannon y Pulsinelle 1992) indican que ambas (Guary HPG) causan casi el mismo grado de dao, sin embargo esta HPG es ms estable que el Guar a temperaturas mayores (pozos > 150 o C) y ms soluble en alcohol. El carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG).Es un doble derivado del guar, el primer polmero usado para pozos de baja temperatura. Para esa aplicacin es activado con aluminatos (que lo hacen ms econmico que un fluido HPG activado con zirconatos o titanatos). Es tambin activado con zirconatos, lo que le permite mayores viscosidades y trabajar en altas temperaturas. Hidroxietil celulosa (HEC) o el hidroxipropil celulosa (HPC).Son utilizados cuando se requiere un fluido muy limpio. Estos fluidos tienen una cadena de unidades de azcar glucosa, el HEC. Pueden ser activado a PH de 6 a 10 con zirconatos o con lantnidos.Carboximetilhidroxietil celulosa (CMHEC).Se forma al activar suavemente el HEC agregando el grupo carboximetil. Este polmero provoca una activacin con iones metlicos como aluminatos, zirconatos o titanatos en ambientes con PH de aproximadamente de 2 a 4. La goma xantana.Es un biopolmero producido metablicamente por el microorganismo xantomonas campestres. Esta solucin se comporta como un fluido ley de potencias aun a bajos esfuerzos de corte, donde las soluciones de HPG llegan a ser newtonianos. Bajo ciertos esfuerzos de deformacin (de corte) menores de 10 s-1, las soluciones de xantana suspenden mejor la arena que la HPG.ADITIVOSSe usan para romper el fluido, una vez que el trabajo finaliza, para controlar la prdida 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 uno no interfiera en la funcin de otro. Activadores de viscosidad. Son agentes reticuladores que unen las cadenas formadas por el polmero y elevan considerablemente la viscosidad, activando el fluido. Entre los ms comunes se tienen los boratos, aluminatos, zirconatos. La Tabla 1 muestra las caractersticas principales de los activadores ms usados.TABLA 1: CARACTERISTICAS DE LOS ACTIVADORES COMUNMENTE USADOS

La seleccin del activador depender del polmero utilizado para generar el gel lineal, de la temperatura de operacin y del PH del sistema.Si la concentracin del activador es muy baja, el ritmo de la activacin ser ms lenta y el desarrollo de la viscosidad ser ms baja que la esperada. Por el contrario, si la concentracin excede el rango ptimo, el ritmo de la activacin ser ms rpido y la viscosidad final puede ser mucho ms baja debido a la syneresis (precipitacin de la solucin polimrica causada por el colapso de la red polimrica). En casos ms severos, provoca agua libre.Los contaminantes qumicos (como bicarbonatos, fosfatos o silicatos) presentes en el agua de mezcla, incluso algunos estabilizadores de arcilla y espumantes, pueden interferir en el desempeo de los activadores. Debe vigilarse la limpieza de los tanques antes de que sean llenados con el agua de fractura.Se pueden manipular muchos factores para controlar el ritmo de activacin, tales como la temperatura y el PH del fluido, condiciones de deformacin, tipo de activador y la presencia de otros componentes orgnicos que reaccionan con el activador.Quebradores.Reducen la viscosidad del sistema fluido-apuntalante, partiendo el polmero en fragmentos de bajo peso molecular. Los ms usados son los oxidantes y las enzimas. Entre los primeros se encuentran los oxidantes de persulfato de amonio, potasio y sodio. Su descomposicin trmica produce radicales de sulfatos altamente reactivos que atacan el polmero, reduciendo su peso molecular y su habilidad viscosificante. Esta descomposicin es muy dependiente de la temperatura. Por debajo de 125 o F es muy lenta, si se usa slo el persulfato; sin embargo, puede acelerarse con la adicin de aminas. Por arriba de esta temperatura, la generacin de radicales sulfatos ocurre muy rpidamente. En cuanto a las enzimas, stas son tambin utilizadas como rompedores para reducir la viscosidad de cualquiera de los fluidos base agua. Se usan en ambientes moderados en rangos de PH de 3.5 a 8 y temperaturas menores de 150 o F (otras enzimas trabajan con rango de PH superiores de 10 y por arriba de 150 o F). Debido a que son activas a temperatura ambiente, las enzimas empiezan a degradar el polmero inmediatamente que se mezcla. Bajo ciertas condiciones, son tan reactivas como los persulfatos.Recientemente existe en el mercado una nueva generacin de enzimas llamadas especficas, formuladas para degradar de manera particular los fluidos polimricos base guar o celulsicos y sus derivados. Son estables en diferentes rangos de temperatura, soportan hasta 275 o F y encapsuladas hasta 300 o F, efectivas en fluidos con rangos de PH desde 3 a 11.Existen rompedores (quebradores) del tipo encapsulado que permiten altas concentraciones, para usarse sin que se comprometa la viscosidad del fluido durante el bombeo. En un rompedor encapsulado, el rompedor activo es cubierto con una pelcula que acta como una barrera entre el rompedor y el fluido fracturante. Cualquier tipo de rompedor puede ser encapsulado, incluso enzimas y cidos. La Tabla 2 es una gua de los principales rompedores y sus caractersticas de aplicacin. TABLA 2: SELECCION DE ROMPEDORES

Aditivos para prdida de filtrado.Un buen control de prdida de filtrado es esencial para un tratamiento eficiente. La efectividad de los aditivos depender del tipo de problema de prdida: Prdida por una matriz de permeabilidad alta o baja. Prdida por microfracturasGeneralmente las formaciones con baja permeabilidad tienen abiertos los poros ms pequeos. Una roca de 0.1 mD puede tener un dimetro de poro promedio menor de 1.0 m, mientras que una roca de 500 mD lo tiene de 20 m. El rango de tamao de poro puede ser muy largo, lo que beneficia a los aditivos de prdida, ya que se tiene un amplio rango de tamao de partculas, de tal manera que esos espacios puedan ser puenteados.En formaciones de alta permeabilidad, los polmeros y aditivos pueden ser capaces de penetrar la mayora de los poros y formar un enjarre interno. La harina slica es un aditivo efectivo de prdida de filtrado y ayuda a establecer un enjarre. Otras partculas, como los almidones, son tambin buenos aditivos de prdida. Estos son polisacridos de cadena larga de molculas de glucosa.Las resinas solubles en aceite tambin son usadas como control de prdida de filtrado, ya que pueden puentear y sellar los poros para reducir la prdida de fluido. Tienen la ventaja sobre la harina slica y los almidones en que son solubles en aceite y se disuelven en hidrocarburos lquidos producidos.BactericidasPrevienen la prdida de viscosidad causada por bacterias que degradan el polmero. Los polisacridos (polmeros de azcar) usados para espesar el agua, son excelentes fuentes de origen de comida para las bacterias, stas arruinan el gel reduciendo el peso molecular del polmero. Una vez que se introduce dentro del yacimiento, algunas bacterias pueden sobrevivir y reducir los iones de sulfatos a cido sulfhdrico.Materiales como glutaraldehidos, clorofenatos, aminas cuaternarias e isotiazolinas, son usadas para el control de bacterias. Normalmente, los materiales matan la bacteria, pero no siempre inactivan la enzima que produce y que es la responsable de romper el polmero. Por esta razn es prctica comn agregar el bactericida a los tanques de fractura antes de que se agregue el agua, para asegurar que el nivel de enzima bacterial se mantendr bajo. Los bactericidas no son necesarios en fluidos base aceite ni en fracturamientos cidos.Estabilizadores.Se adicionan al gel lineal (fluido fracturante sin activar) para proporcionar mayor estabilidad al fluido, cuando se tienen altas temperaturas de operacin, normalmente arriba de 200 o F. Por lo general, ayudan a mantener la viscosidad del gel reticulado a estas temperaturas, retardando la degradacin. Suelen ser compuestos salinos, como el tiosulfato de sodio (Na2S2O3), que favorecen la formacin de uniones intermoleculares.Los estabilizadores son usados para prevenir la degradacin de geles polisacridos a temperaturas mayores a 200F. Los estabilizadores comunes son metanol y tiosulfato de sodio. Este ltimo es el ms efectivo de los dos.Se cree que actan como eliminadores de oxgeno y previenen la rpida degradacin causada por oxgeno disuelto.Surfactantes.Tambin llamados agentes activos de superficie. Es un material que, a bajas concentraciones, absorbe la interface de dos lquidos inmiscibles, como pueden ser dos lquidos (aceite y agua), un lquido y un gas o un lquido y un slido. Son usados principalmente para estabilizar emulsiones de aceite en agua, para reducir las tensiones superficiales o interfaciales. Promueven la limpieza del fluido fracturante de la fractura, entre otros. Algunos bactericidas y agentes de control de arcillas son surfactantes. (Para ms detalle, ver la Gua de estimulaciones). Un agente activo de superficie, o surfactante, es un material que a baja concentracin adsorbe la interface entre dos sustancias inmiscibles. El surfactante se vuelve involucrado en la interface y reduce la cantidad de energa requerida para expandir la interface.Son ingredientes necesarios en espumas para promover la formacin de burbujas estables. Son usados en fluidos de poliemulsion para estabilizar la emulsin de aceite en agua. Algunos bactericidas y agentes de control de arcilla son surfactantes.Controladores de PH (buffers).Se utilizan por dos razones especficas: para facilitar la hidratacin o para proporcionar y mantener un determinado rango de pH, que permita el proceso de reticulacin (activacin). Los buffers de hidratacin, por lo general son sales, como el acetato de sodio o el bicarbonato de sodio, y se adicionan para facilitar la formacin del gel lineal (fluido sin activar), mejorando la hidratacin, es decir, la incorporacin del solvente en la cadena polimrica.Los buffers para control de pH se adicionan al gel lineal, ya formado, para que el agente reticulante se active y pueda formar los enlaces entrecruzados entre las cadenas polimricas. Por lo general, son soluciones de sales, como el carbonato de potasio.RompedoresEl rompedor de fluido de fracturamiento ms ampliamente usados son los oxidantes y las enzimas. Los rompedores oxidantes ms comunes son las salesde amonio,potasio y sodiode peroxidisulfato(S2O8 ). La descomposicin trmica del peroxidisulfato (persulfato) produce sulfatos radicales altamente reactivos que atacan el polmero. La descomposicin trmica es muy lenta por debajo de los 125F para el persulfato al usarse solo, pero la generacin de radical libre puede ser acelerada al aadirse aminas. El persulfato disuelto causa una reduccin rpida de la viscosidad por encima de los 180F. A mayores temperaturas, la reaccin del persulfato disuelto con los polmeros generalmente ocurre durante el bombeo. Esta indeseada alta reactividad del persulfato disuelto a elevadas temperaturas fue la mayor limitacin de estos rompedores.

Ciertas enzimas rompedoras de la clase hemicelulasa son tambin usadas para reducir la viscosidad de los fluidos base agua. Las enzimas son usadas para rangos de PH de 3.5 a 8 y temperaturas menores a 150F.Los rompedores encapsulados fueron desarrollados para permitir altas concentraciones de rompedores a usarse sin comprometer la viscosidad el fluido durante el bombeo.Aditivos de Perdida de FluidoUn buen control de perdida de fluido es esencial para un tratamiento de fracturamiento eficiente. La efectividad de los varios tipos de materiales dependen del tipo de problema de prdida de fluido como ser: perdida en matriz de baja o alta permeabilidad o perdida en microfracturas.Algunos polmeros, tales como guar o HPG, son filtrados en la superficie de rocas de baja permeabilidad. Los fluidos que contienen estos polmeros son llamados fluidos constructores de pared. El volumen de fluido perdido antes de la formacin de un revoque efectivo es llamado perdida de chorro.En formaciones de alta permeabilidad, los polmeros y aditivos pueden ser capaces de penetrar ms los canales de poro y formar un revoque de filtrado interno, dejando solo una pequea fraccin de la cada de presin total en el revoque externo.Durante un tratamiento de fractura, la perdida de fluido ocurre bajo condiciones dinmicas. El revoque deja de crecer cuando el esfuerzo se vuelve igual al punto cedente del revoque, y comienza a erosionarse cuando el esfuerzo del fluido es mayor al del punto cedente del revoque.La efectividad de un aditivo de perdida de fluido particular depende de si este puede alcanzar la pared de la roca y evitar ser retirado de la superficie.

Estabilizadores de ArcillaEl arcilla son capas de partculas de xido de silicio y aluminio rondando un tamao de 2 m. una vez que las partculas de arcilla son dispersadas, las partculas pueden bloquear los espacios porales de la roca y reducir la permeabilidad.Soluciones que contienen 1% a 3% de KCl son comnmente usados como base liquida en fluidos de fracturamiento para estabilizar las arcillas y prevenir la hinchazn. Adems del KCl, el catin orgnico de cloruro de tretametil amonio es un estabilizador efectivo. El oxicloruro de zirconio y el hidroxialuminio, son usados principalmente en tratamientos de acidificacin de matriz para neutralizar la carga de superficie de las arcillas.Las aminas cuaternarias poseen un grupo cargado positivamente que es atrado hacia las partculas de arcilla cargadas negativamente. Este tipo de estabilizador de arcilla es usado en tratamiento de fractura base agua.AGENTES DE SOSTNLos agentes de sostn se utilizan para sostener las paredes de la fractura aparte de crear un camino conductor al pozo despus de bombeo se ha detenido y el fluido de fracturacin se ha filtrado fuera. La colocacin de la concentracin y el tipo de agente de sostn en la fractura apropiada es fundamental para el xito de un tratamiento de fracturamiento hidrulico. Factores que afecta a la conductividad de la fractura (una medida de cmo una fractura apuntalada es capaz de transmitir los fluidos producidos durante la vida productora del bien) Composicin de agente de sostn Las propiedades fsicas del agente de sostn Permeabilidad del empaque de apuntalante Los efectos de la concentracin de polmero posterior al cierre de la fractura Degradacin a largo plazo del agente de sostn.

Propiedades fsicas de los agentes de sostnLas propiedades fsicas de agentes de sostn que tienen un impacto en la conductividad de la fractura son Resistencia del agente de sostn El tamao de grano y la distribucin de tamao de grano Cantidades de multas y las impurezas Redondez y esfericidad La densidad de agente de sostn.Clases de agentes de sostnLa arena es el agente de sostn ms comnmente utilizado. Es el ms econmica, es fcilmente disponible y generalmente proporciona conductividad de la fractura suficiente para el cierre subraya menos de 6.000 psi. Su peso especfico es de aproximadamente 2.65. Dependiendo del equilibrio general de bienestar fsico propiedades, la arena se pueden subdividir en grupos: Arena blanca del norte Arena marrn de Texas Arena de slice Colorado Arizona arena de slice.

BIBLIOGRAFA Urquizo, (2005). Fundamentos de la Teora de Fracturamiento Hidrulico. Mexico Guia para el diseo de fracturamientos hidrulicos Economides, M., & Kenneth, N. (2000). Reservoir Stimulation . England: Wiley .15 de 15