Evaluación Experimental para Seleccionar un Fluido de Fractura Viscoelástico para el Campo Llanito. Z, Pachón ECOPETROL-ICP, C, Medina ECOPETROL-ICP, T, Prada UIS-GCM, Y, Carvajalino UIS-GCM.

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Derechos de Autor 2009, ACIPET Este artículo técnico fue preparado para presentación en el XIII Congreso Colombiano del Petróleo organizado por ACIPET en Bogotá D.C. Colombia, 1o - 4 de Diciembre de 2009.. Este artículo fue seleccionado para presentación por el comité técnico de ACIPET, basado en información contenida en un resumen enviado por el autor(es).

Resumen

Se presenta la metodología experimental para evaluar y optimizar variables críticas que afectan el desempeño de fluidos de fractura viscoelásticos, con el fin de seleccionar una formulación candidata para el campo Llanito para sustituir los fluidos poliméricos usados actualmente que, por su naturaleza, dejan residuos y disminuyen la permeabilidad retenida del sistema poroso de la fractura y de la formación. Introducción

En los pozos fracturados con fluidos poliméricos base agua, la permeabilidad del empaquetamiento del propante en la fractura y de la formación aledaña a la misma, puede ser severamente dañada por los residuos poliméricos no degradados por los rompedores en la formulación, con lo cual se generan obstrucciones al paso de los fluidos que disminuyen el potencial de recuperación de crudo por disminución de la conductividad1. Debido a que con estos fluidos se requieren mayores viscosidades para transportar mayores cantidades de propante, lo cual implica mayores concentraciones de polímero, surgió como alternativa el uso de fluidos viscoelásticos (VES), nombre derivado de su comportamiento no-newtoniano. Los VES son fluidos libres de polímero, constituidos por surfactantes que forman una red de micelas interconectadas, que son estabilizadas por altas concentraciones de sal. Esta red imita la fibras poliméricas hidratadas pero con mayor eficiencia y elasticidad. La viscosidad obtenida es una relación directa de la concentración de surfactante, el tipo y la concentración del electrolito y la temperatura y usualmente no se requiere que sea tan elevada como las requeridas para los fluidos poliméricos. Debido a que el fluido VES está formado por micelas, no presenta degradación física con el tiempo, pero sufre un adelgazamiento térmico, ventajas útiles en la generación de fractura y transporte de propante. Estos fluidos proporcionan mayor permeabilidad retenida y conductividad debido a que no dejan residuos poliméricos en el sistema poroso. Sin embargo por no ser formadores de torta, presentan leak off más altos. Se considera que estos fluidos pierden su viscosidad o rompen cuando entran en contacto con el hidrocarburo o por dilución con el agua de la formación (fig. 1), sin embargo muchos fracturamientos han fallado por no darse esta condición, razón por la cual es necesario asegurar que el fluido rompa ya sea usando tratamientos acompañantes o rompedores internos. Teniendo en cuenta las características del Campo Llanito, campo maduro ubicado en el Valle del Magdalena Medio, donde actualmente se han ejecutado trabajos de fracturamiento hidráulico con fluidos poliméricos, el grupo de Fracturamiento de Ecopetrol ha considerado la alternativa de sustitución de éstos fluidos por fluidos VES, para lo cual se requiere asegurar que la formulación seleccionada sea escogida a través de una metodología experimental. La primera fase del desarrollo experimental comprendió la evaluación de tres formulaciones de fluidos de fractura viscoelásticos propuestos por dos compañías de servicios para el campo Llanito, con el objetivo de obtener valores y comportamientos de referencia de las variables críticas que afectan el desempeño de estos fluidos. En esta fase se realizaron variaciones de sus componentes para conocer su función en la formulación y verificar sí las concentraciones propuestas eran las adecuadas o requerían modificación.

Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos

2 Z, Pachón, C, Medina, T, Prada, Y, Carvajalino ACIPET Involucró ensayos de solubilidad, viscosidad a condiciones ambiente, compatibilidad y rompimiento con los fluidos de formación. En la segunda fase se realizaron pruebas de mojabilidad visual y detergencia (pruebas interacción roca-fluido), tensión superficial e interfacial, evaluación reológica y de velocidad de asentamiento de material propante de las formulaciones propuestas y de las formulaciones seleccionadas que pasaron la primera fase.

Figura 1: Formación de las micelas vermiformes por acción de electrolitos a partir de micelas circulares de surfactantes viscoelásticos.2

A partir de esta evaluación experimental se proponen como candidatas dos formulaciones modificadas, cada una con un surfactante diferente. Debido a que ninguno de los fluidos VES probados rompe con el crudo de Llanito, fue necesario optimizar un tratamiento orgánico que promueva su rompimiento y una salmuera espaciadora que se inyectaría entre el tratamiento orgánico y el fluido de fractura. Uno de los fluidos VES propuesto presentó problemas de armado con el agua de preparación de Llanito por lo cual no pudo ser evaluado y fue descartado.

Fundamentos de los Fluidos Viscoelásticos

Los fluidos viscoelásticos son fluidos no-Newtonianos que cumplen tanto la ley de Hooke como la ley de Newton de la Viscosidad. Estos fluidos ante deformaciones ocurridas durante el flujo tienen la capacidad de recuperar parte de la deformación al retirar el esfuerzo aplicado. Los fluidos de fractura VES se comportan como fluidos pseudoplásticos. Cuando se aumenta la velocidad de corte ejercida sobre el fluido su viscosidad disminuye como consecuencia del reagrupamiento de las partículas, éstas se ordenan debido a los esfuerzos y presentan una menor oposición al flujo. Existen varias ecuaciones que describen el comportamiento de fluidos pseudoplásticos 3 como el modelo de Eyring y Ostwald-de Waele, entre otros; sin embargo, el modelo de más aceptación en la gran mayoría de estudios realizados es el modelo de Ostwald-de Waele, llamado también ley de la potencia. La ley de la potencia (τ = k γn) es un modelo de dos parámetros, el índice de comportamiento de flujo (n’) y el índice de consistencia (k’). Para el fluido viscoelástico el cálculo de estos índices se realiza con base en datos experimentales de esfuerzo de corte (τ) y velocidad de corte (γ).

Figura 2: Curva y ecuaciones de la Ley de la potencia

Con base en la gráfica logarítmica de la figura 2, se puede determinar el intercepto de la recta y la pendiente, que corresponden a Ln (k’) y n’, respectivamente.

EVALUACIÓN EXPERIMENTAL PARA SELECCIONAR UN FLUIDO DE FRACTURA VISCOELÁSTICO PARA EL CAMPO LLANITO 3 Química de los fluidos viscoelásticos

El comportamiento de los fluidos viscoelásticos se basa en la química de los surfactantes, que son moléculas que poseen en un extremo de su cadena un grupo hidrófilo y en el otro extremo un grupo hidrófobo. Cuando estas sustancias se agregan en sistemas de dos líquidos insolubles como agua y aceite, migran hacia la superficie de tal manera que orientan su extremo hidrofílico hacia la zona polar (agua) y el hidrofóbico hacia la zona apolar (aceite). Cuando la concentración de surfactante sobrepasa un valor, denominado Concentración Micelar Crítica (CMC), se presenta un fenómeno de asociación donde las moléculas de surfactante forman estructuras llamadas micelas. Este fenómeno se presenta debido a la saturación de moléculas de surfactante en la superficie, por lo cual, las moléculas en exceso unen sus extremos hidrófobos formando estructuras circulares o esféricas con el fin de disminuir la energía libre de Gibbs4. Si se sigue aumentando la concentración de surfactante y se introducen electrolitos en el sistema, tales como sales orgánicas o inorgánicas, las micelas adoptan nuevas estructuras en forma de gusano o vermiformes. Estas nuevas estructuras se forman con el fin de disminuir aun más la energía libre, ya que al acoplarse las caras de las micelas circulares, están disminuyendo el número de caras expuestas al medio polar, disminuyendo igualmente el efecto repulsivo del medio acuoso sobre los núcleos hidrofóbicos. Si se sobrepasa una cierta concentración denominada concentración de solapamiento, se habrán formado tantas micelas vermiformes que eventualmente estarán muy cerca y ocurrirán interacciones hidrodinámicas entre los agregados; de esta manera, se generan estructuras tridimensionales de micelas vermiformes entrecruzadas, provocando un aumento en la viscosidad del sistema5. Aditivos de los Fluidos de fractura VES

Un fluido de fractura debe cumplir dos funciones básicas: crear y extender una fractura hidráulica y transportar el material propante. Sin embargo para que tanto la fractura como la formación retengan al máximo la permeabilidad y tengan una buena conductividad, el fluido deberá ser compatible con los fluidos de la formación, perder su viscosidad para retornar a superficie dejando el sistema poroso libre y no modificar la mojabilidad de la roca. Los fluidos viscoelásticos se formulan con una serie de aditivos que dependen entre otros de la naturaleza del surfactante. La tabla 1 presenta los aditivos involucrados en las formulaciones evaluadas y sus funciones.

Tabla 1. Aditivos de los fluidos de fractura VES

ADITIVO FUNCIÓN Surfactante Anfotérico

Surfactante aniónico

Controlador de arcillas (sal)

Además de mantener el equilibrio iónico y prevenir el hinchamiento de arcillas; se utiliza en los fluidos VES para reducir la CMC e incrementar el tamaño de las micelas.

Solvente mutual

Usados para remover depósitos pesados orgánicos (parafinas y asfáltenos), controlar la mojabilidad e interaccionar con las micelas adhiriéndose en la interfase para reducir la tensión interfacial y evitar problemas de compatibilidad y/o emulsiones fluido - crudo.

Estabilizador de reología

interacciona con el surfactante y la sal, sirviendo como puente para formar una red tridimiensional de micelas, que le proporcionan viscosidad al fluido de fractura VES

Agente gelificante ó Surfactante

Es el agente principal en los fluidos VES. En presencia de electrolitos en el sistema genera las micelas que causan el aumento de la viscosidad en el fluido, Puede contribuir a la reducción de la tensión interfacial entre los fluidos y evitar la generación de emulsiones estables en el medio.

Buffer de pH El buffer es el encargado de mantener en equilibrio las cargas en el medio para regular el pH del sistema.

Metodología Experimental

Previamente a la evaluación y optimización de los fluidos de fractura VES, se realizó un registro y control de calidad de las propiedades más relevantes de los aditivos (pH, densidad, índice de refracción y espectro infrarrojo) y del agua empleada en su preparación, así como de los fluidos de formación (crudo y agua) del campo Llanito. Los espectros IR fueron adquiridos en un equipo

4 Z, Pachón, C, Medina, T, Prada, Y, Carvajalino ACIPET Shimadzu IR Prestige21, en modo ATR. Las principales condiciones de operación fueron: 32 scans, resolución 8cm-1, en el rango espectral de 4000 a 650 cm-1. Evaluación de fluidos de fractura propuestos. Las formulaciones de los fluidos de fractura VES propuestas por dos compañías de servicios para fracturar hidráulicamente el campo Llanito se presentan en las tablas 2 y 3.

Tabla 2. Formulaciones VES compañía 1 Formulación fluido de fractura VES A y B

Aditivos Composición VES A VES B Agua (GPT) Agua preparación Llanito 955 955

Controlador de arcillas (PPT) KCl 167 167

Estabilizador de reología (GPT) Mezcla de alcoholes y surfactantes 5 5

Solvente Mutual (GPT) Etilenglicol mono butil éter 10 10

Agente gelificante A (GPT) Acido graso de la

Amidoalquil betaina hasta T: 200ºF

30 -

Agente gelificante B (GPT) Acido graso de la

Amidoalquil betaina hasta T: 275ºF

- 30

Tabla 3. Formulación VES compañía 2

Formulación fluido de fractura VES C Aditivos Composición Concentración Unidad

Agua Agua preparación Llanito 946.5 GPT Controlador de arcillas KCl 501 PPT

Buffer de pH alto K2CaO3 22 GPT Alcohol Metanol 1.5 GPT

Agente gelificante C Mezcla de derivados de ácidos grasos de la sarcosina

30 GPT

En la Figura 3 se presenta la metodología de evaluación aplicada a los fluidos de fractura propuestos y a las formulaciones modificadas. Las pruebas experimentales tienen como referencia las normas API RP 39 y API RP 42, y se realizaron a 130°F. En este proceso se tuvieron en cuenta parámetros que influyen en la formación de las micelas, las cuales generan la viscosidad al fluido, entre ellos se encuentran: el pH, la concentración de electrolito, el tipo y volumen del surfactante, la adición de solvente mutual (glicoles) y/o alcoholes y co – surfactantes.

Figura 3: Algoritmo de la fase experimental

Fuente: Ajuste al modelo seguido por el Laboratorio de Química de Producción (ICP)

El desarrollo experimental se dividió en dos fases. La primera fase comprendió ensayos de solubilidad, pruebas cualitativas de asentamiento de material propante, viscosidad a condiciones ambiente, compatibilidad y rompimiento del fluido VES. Con la

EVALUACIÓN EXPERIMENTAL PARA SELECCIONAR UN FLUIDO DE FRACTURA VISCOELÁSTICO PARA EL CAMPO LLANITO 5 información obtenida de esta fase se seleccionaron dos formulaciones modificadas que junto a las propuestas continuaron el proceso de análisis. La segunda fase comprendió los ensayos realizados a estas formulaciones, correspondientes a mojabilidad visual, detergencia, tensión superficial e interfacial, evaluación reológica y velocidad de asentamiento del material propante. Solubilidad: Al mezclar los aditivos que constituyen el fluido viscoelástico ó someterlo a calentamiento no se debe observar turbidez ni formación de precipitados. Prueba cualitativa de asentamiento de material propante: Esta prueba se realizó a temperatura ambiente, usando una carga de 6 ppga. Las formulaciones elegibles deberían mantener en suspensión el material propante por más de dos horas. Viscosidad a condiciones ambiente: Las mediciones se realizaron en un viscosímetro Fann 35A. De acuerdo con la información suministrada por las compañías de servicio, los fluidos VES A y B deberían presentar una viscosidad medida a 100 rpm superior a 20 cp, mientras que el fluido C superior a 40 cp. Compatibilidad y rompimiento. Se evaluó que las formulaciones fueran compatibles con los fluidos de la formación, es decir que presentaran separación de fases mayor al 80% entre fluidos inmiscibles y que no hubiera formación de turbidez o precipitados entre fluidos miscibles e inmiscibles. En la prueba de compatibilidad del fluido viscoelástico con el crudo de Llanito se observo sí éste causa la pérdida de viscosidad del fluido VES a un valor menor a 5 cp, teniendo en cuenta que el principal mecanismo de ruptura de la red tridimensional de micelas es el contacto con sustancias orgánicas, especialmente con aromáticos. Un resultado negativo implica la formulación de un tratamiento orgánico, el cual, además de cumplir su función de ruptura no debe causar alteraciones desfavorables en la mojabilidad de la roca ni presentar tensiones interfaciales altas con el agua de formación. De igual manera es necesaria la formulación de una salmuera espaciadora, para separar el tratamiento orgánico del fluido durante el bombeo y al igual que el tratamiento orgánico debe tener tensión interfacial baja con el crudo. Se prepararon mezclas en las proporciones 20/80%, 50/50% y 80/20%. Mojabilidad visual y detergencia: Con este ensayo se determina la mojabilidad que deja en la roca el fluido con el que entra en contacto. La Detergencia es una prueba complementaria con la que se evalúa la capacidad del surfactante, presente en las formulaciones, para evitar que el crudo se adhiera a la roca una vez ésta ha estado en contacto con el VES u otro tratamiento. Las pruebas se realizaron con arenas de la formación Mugrosa.

Tensión interfacial y superficial: Las mediciones se realizaron por el método del anillo de DuNouy en un tensiómetro Kruss K12. Debido al rompimiento deficiente de los fluidos viscoelásticos con el crudo de Llanito, fue necesario formular un tratamiento orgánico y una salmuera espaciadora, por lo tanto se determinó la tensión interfacial entre el primero y el agua de formación y la segunda y el crudo. Las formulaciones de estos tratamientos se ajustaron hasta obtener valores de tensión interfacial menores a 5 dinas/cm. La tensión superficial se determinó en las mezclas del VES, con tratamiento orgánico. El valor de referencia de tensión superficial es 30.73 dinas/cm para el crudo Llanito, por lo cual las formulaciones que presentaron valores inferiores fueron elegidas. Velocidad de asentamiento de material propante: Se tuvieron en cuenta las siguientes restricciones que condicionan el análisis y posteriores conclusiones: se consideran efectos de concentración de material propante sobre la velocidad de sedimentación, se desprecian efectos de pared por ser el ancho de la probeta en la cual se realizaron las pruebas mayor que el diámetro de partícula del material propante y se desprecian efectos inerciales y de turbulencia debido a que las pruebas se realizaron a condiciones estáticas6, midiendo en un volumen fijo de gel de fractura armado, la longitud de propante que se sedimenta en el tiempo. La prueba de velocidad de asentamiento de propante se realizó con el objetivo de establecer la capacidad de las formulaciones evaluadas para mantener en suspensión dos cargas diferentes de material propante, 6 y 8 ppga de carbolita 20/40, a la temperatura de yacimiento (130 ºF). Se espera obtener valores de velocidad de asentamiento de material propante menores a 0.3 in/min 7,8,9,10,11.

La evaluación reológica de los fluidos viscoelásticos se realizó a través de la medición de la viscosidad en un viscosímetro presurizado Chanddler 5550 HP/HT. La presurización del viscosímetro minimiza la entrada de aire al fluido y reduce el efecto Weissenberg12. La reología de los fluidos fue evaluada a la temperatura de yacimiento (130 ºF) y presión de 400 psi según la norma API RP 13M. En esta etapa se evaluó cual de las formulaciones selecionadas posee las propiedades adecuadas de viscosidad para el trabajo de fracturamiento hidráulico. Con base en la información proporcionada por las compañías de servicio, se estableció que la viscosidad necesaria para ejecutar un trabajo de fracturamiento hidráulico con fluidos de fractura viscoelasticos no debe ser inferior

6 Z, Pachón, C, Medina, T, Prada, Y, Carvajalino ACIPET a 100 cp @ 100 s-1 y debe ser suficientemente estable en el tiempo para mantener en suspensión el material propante. Se midieron las viscosidades de los fluidos a diferentes temperaturas y velocidades de corte (shear rate de 40, 100 y 170 s-1), con el objetivo de evaluar la influencia de esta variable en la viscosidad y de calcular las constantes de la ley de la potencia n’ y k’ y correlacionarlas con las velocidades de asentamiento medidas. Resultados y Discusión Las tablas 4, 5 y 6 presentan las formulaciones de los tres viscoelásticos propuestos, las formulaciones modificadas de cada uno de ellos y los resultados de la primera fase de la evaluación experimental. Aparece sombreada en cada formulación la concentración del componente modificado. Todas las formulaciones preparadas presentaron buena solubilidad. Respecto a los viscoelásticos A y B, a las formulaciones A4, B2 y B5 se les adicionó un buffer para evaluar el efecto del cambio de pH. Con las formulaciones A3 y B2, esta última contiene además un surfactante no iónico, se obtuvieron fluidos armados pero que se emulsionan con el crudo de Llanito, mientras que con la formulación B5 no se logra desarrollar viscosidad, por lo tanto el fluido no armó. Sí en las formulaciones de los fluidos viscoelásticos A y B se suprime el estabilizador de reología o se reduce su concentración por debajo de 5 gpt, los fluidos no arman (formulaciones A2, A3, B3, B4). La adición del buffer de pH alto podría compensar la acción del estabilizador de reología pero promueve la formación de emulsiones (formulación A4). Sí se suprime el solvente mutual la viscosidad disminuye y se estabilizan las emulsiones (formulaciones A7 y B8). El aumento en la concentración de sal en las formulaciones A8 y C3 provoca el aumento en la viscosidad. Este mismo efecto se obtiene con el aumento del surfactante ó gelificante (formulaciones A9, A10, B9, B10 y C2). Sin embargo sí se aumenta de manera simultánea la concentración del surfactante y de la sal, la viscosidad se mantiene en el mismo orden, es decir no se aprecia un efecto sinérgico (formulaciones A11, A12, C7 y C8). El viscoelástico C requiere de la adición de un buffer de pH alto, ya que las micelas se forman en medio alcalino por su naturaleza aniónica, Para los tres tipos de viscoelásticos se requiere al menos de 30 gpt de surfactante para obtener un fluido de buen armado. En las Pruebas de Compatibilidad, los resultados mostraron que la variable que promueve la separación de fases es la concentración del surfactante y/ó gelificante; mientras que el aumento en la concentración de sal generó estabilidad de las emulsiones, o fases acuosas turbias. El aumento del pH en los fluidos VES A y B generó emulsiones estables y múltiples. En el caso de las formulaciones del fluido viscoelástico C, la presencia de metanol promueve la separación de fases si no sobrepasa los 1.5 gpt, pero a concentraciones mayores afecta el armado del fluido y ya no favorece la separación (formulaciones C4 y C5). Las formulaciones se prepararon con agua tipo I (des-ionizada y destilada) y con agua de preparación del campo. Mientras los fluidos viscoelásticos A y B tuvieron un buen armado y no presentaron diferencias en su comportamiento respecto al agua, el agua de preparación del campo afectó sustancialmente el armado del fluido viscoelástico C, el cual presentó una viscosidad inferior a 29 cp @ 100 rpm medidos en un Fann 35A, valor que continuó disminuyendo en corto tiempo. Este fenómeno permitió concluir que este viscoelástico no tiene una aplicación práctica en campo debido a la alta sensibilidad a la presencia de iones en el agua de preparación, por lo tanto quedó descartado y no se le realizaron las pruebas subsiguientes. En cuanto al rompimiento, se considera que los fluidos VES pierden su viscosidad o rompen cuando entran en contacto con hidrocarburos o por dilución con el agua de formación. De no ser así, es necesario asegurar que el fluido rompa ya sea usando tratamientos acompañantes o rompedores internos. En estas pruebas, los fluidos viscoelásticos se sometieron al contacto con el crudo durante dos horas a temperatura de yacimiento. Se observó que el crudo Llanito no promueve el rompimiento efectivo del VES, posiblemente debido a que su fracción aromática no es suficiente. Como alternativa se dosificó un rompedor encapsulado en las formulaciones A6 y B7 pero los resultados no fueron satisfactorios por lo tanto se descartaron. Para asegurar la reducción de la viscosidad de los viscoelásticos A y B se formuló un tratamiento orgánico, del que bastó con un 3% para reducir drásticamente la viscosidad del fluido a valores inferiores a 5 cp. De la misma manera se diseñó una salmuera espaciadora que se inyectaría después del tratamiento orgánico y antes de realizar el fracturamiento. Las formulaciones para estos tratamientos se

EVALUACIÓN EXPERIMENTAL PARA SELECCIONAR UN FLUIDO DE FRACTURA VISCOELÁSTICO PARA EL CAMPO LLANITO 7 escogieron con base en las tensiones interfaciales que debían ser menores a 5 dinas/cm, de acuerdo con el criterio de Ecopetrol para fluidos de estimulación.

Tabla 4: Formulaciones del Fluido de Fractura Viscoelástico

A

Tabla 5: Formulaciones del Fluido de Fractura Viscoelástico B

Tabla 6: Formulaciones del Fluido de Fractura Viscoelástico C

Las formulaciones A1, A5, A8 y B6 presentaron viscosidades aproximadas de 20 a 25 cp, en el limite del criterio de selección establecido para la viscosidad en esta fase, sin embargo, en la prueba cualitativa de suspensión del propante a temperatura ambiente

8 Z, Pachón, C, Medina, T, Prada, Y, Carvajalino ACIPET con una carga de carbolita 20/40 de 6 ppga se obtuvieron tiempos de asentamiento entre 5 y 20 minutos. Las formulaciones A9, B1 y B10 bajo las mismas condiciones, presentaron tiempos de asentamiento superior a 6 horas. Con los resultados obtenidos en esta fase se selecionaron estas tres formulaciones para continuar el proceso de evaluación. Se incluyo también la formulación A1 para obtener valores de referencia en las demás propiedades a medir aunque no haya pasado la prueba de asentamiento.

Pruebas de mojabilidad, detergencia y Tensión Superficial: Los fluidos viscoelásticos preparados con las cuatro formulaciones seleccionadas, dejan las arenas con mojabilidad al agua y buena detergencia. Respecto a la tensión superficial, las cuatro formulaciones presentaron valores entre 26.74 – 26.98 dinas/cm, los cuales son menores a la tensión superficial del crudo. Prueba de velocidad asentamiento de propante: En la tabla 7 se reportan las velocidades de asentamiento para cargas de 6 y 8 ppga de Carbolita 20/40 para las formulaciones mencionadas anteriormente. La velocidad de asentamiento se rige por la ley de stokes, en la cual el asentamiento de particulas es función de la densidad y del diametro de la particula sólida en suspensión y de la viscosidad del fluido. En los fluidos no newtonianos, como los fluidos viscoelasticos, la viscosidad no es constante, es función de la velocidad de corte a la que se someta el fluido. Al ser fluidos reoadelgazantes, su viscosidad disminuye con el aumento de la velocidad de corte. Novotny8encontró que la velocidad de asentamiento de particulas sólidas en fluidos que siguen la ley de la potencia, es función de los índices de comportamiento de flujo. Se observa que a mayor concentración de surfactante la velocidad de asentamiento es menor. La velocidad de asentamiento de la formulación A9 es menor que la de la formulación A1 porque al aumentar la concentración de surfactante, se forma más cantidad de micelas vermiformes, generando una red tridimensional mas compacta y resistente a los esfuerzos de las particulas sólidas en suspensión. De otro lado, la velocidad de asentamiento varía inversamente con la cantidad de sólidos en suspensión. Dunand11y Novotny8explican que un aumento en la concentración de sólidos provoca un aumento en la densidad efectiva del fluido, por lo cual la velocidad de asentamiento disminuye.

Tabla 7. Viscosidad, Variabilidad y Velocidades de asentamiento

El criterio de selección aplicado es que las velocidades de asentamiento sean menores a 0.3 in/min 7,8,9,10,11 para obtener una buena capacidad de suspensión del material propante. Todas las formulaciones cumplen el requerimiento establecido. La menor velocidad de asentamiento se logró para la formulación B10, debido a que la concentración del surfactante es la más alta. Para el fluido viscoelástico A, el mejor resultado se obtuvo con la formulación A9. Evaluación Reológica: En la figura 2 se presentan las curvas de viscosidad evaluadas a tres velocidades de corte (40, 100 y 170 s-1) en función de la temperatura. En todos los casos los valores de viscosidad no varían drásticamente con la temperatura en las proximidades de los 130ºF (BHST para el pozo de referencia). Desde el punto de vista operacional representa una gran ventaja, ya que el fluido puede ser empleado en otras formaciones con temperatura de fondo similares sin comprometer el comportamiento reológico. Los valores de viscosidad obtenidos con base en la norma API RP 13M se reportan en la tabla 8. La formulación A1 no alcanza la viscosidad de 100 cp @100 s-1, establecida como criterio para efectuar un trabajo de fracturamiento hidráulico con VES, razón por la cual esta formulación queda descartada. La formulación A9 y B1 presentaron viscosidades de 102,17 y 104,68 cp, respectivamente; mientras la formulación B10 presentó una viscosidad de 157,11 cp, superior al requerimiento.

Figura 2. Pefil Reológico vs Temperatura a diferentes velocidades de corte: (a) a 40 s-1, (b) a 100 s-1, (a) a 170 s-1

(a) (b) (c)

EVALUACIÓN EXPERIMENTAL PARA SELECCIONAR UN FLUIDO DE FRACTURA VISCOELÁSTICO PARA EL CAMPO LLANITO 9 En la tabla 8 se reportan los indices de la ley de la potencia (τ = k γn) (los índices de comportamiento de flujo n’ y los índices de consistencia k’), para los fluidos VES evaluados. El indice n’ es un indicativo de la desviación que existe respecto al comportamiento Newtoniano de un fluido. Cuando n’<1 el fluido es pseudoplástico, y entre más bajo sea este valor, más se desviará su comportamiento de la tendencia Newtoniana, con lo que se disminuye la presión de fricción del fluido por las características reoadelgazantes de un fluido pseudoplástico3. El indice k’ está relacionado con la viscosidad efectiva del fluido. Este parámetro juega un papel importante si se tiene en cuenta que expresiones desarrolladas por algunos autores como Novotny8, Acharya2 y Hannah13 y Harrington14 para calcular velocidades de asentamiento en fluidos no-newtonianos, utilizan las constantes de la ley de la potencia. Según estas expresiones, entre mayor sea el valor de k’ menor será la velocidad de asentamiento, lo cual tiene sentido si se considera que k está relacionado de manera directa con la viscosidad y que a mayor viscosidad, el sostenimiento del fluido es mayor. Sí se comparan los indices k’ de los fluidos VES con las velocidades de asentamiento obtenidas, el fluido A9 posee un valor de k’ de 0.051 a 130 ºF con una vel de asentamiento de 0.118 in/min, mientras tanto la formulación B10 posee un valor de k de 0.063 con una velocidad de asentamiento de 0.063 in/min. Si se comparan las otras formulaciones se puede encontrar que un mayor valor de k’ a las mismas condiciones de temperatura, tiene asociado un menor valor de velocidad de asentamiento.

Tabla 8. Parámetros n’ y k’ a diferentes temperaturas.

Conclusiones

1. A través de la metodología aplicada, se lograron seleccionar dos formulaciones, la A9 del fluido viscoelástico A y la B10 del fluido viscoelástico B, las cuales son viables para su aplicación en un trabajo de fracturamiento hidráulico en el campo de Llanito.

2. Las pruebas de interacción fluido – fluido, permitieron establecer que los fluidos de estimulación evaluados, no presentan incompatibilidades con los fluidos de formación (Crudo y Agua de Llanito 118) a la temperatura de yacimiento y presentan bajas tensiones, tanto interfaciales como superficiales , con lo cual se minimiza el riesgo de generar daño de formación por obstrucción debido a emulsiones, retención de tratamiento y/o partículas sólidas.

3. Para los fluidos viscoelásticos la capacidad de suspensión de material propante es superior a la capacidad reportada para

los fluidos poliméricos, en la literatura (< 0.3 in/min), con reducción de la velocidad de asentamiento hasta del 40%, con una viscosidad hasta 3 veces inferior a la de los fluidos poliméricos y variabilidad menor al 1%.

4. Los fluidos viscoelásticos evaluados, presentan un comportamiento reológico independiente del tiempo con índices de la

ley de la potencia ajustados a los valores reportados en la literatura; se estableció una relación entre la variación del parámetro k’ con la velocidad de asentamiento, lo que permitirá desarrollar metodologías con criterios de decisión basados en este parámetro.

10 Z, Pachón, C, Medina, T, Prada, Y, Carvajalino ACIPET

5. Debido a que se encontró que el mecanismo principal de reducción de la viscosidad de un fluido Viscoelástico por contacto con el crudo no presentó una eficiencia del 100%, se hizo necesario la implementación, evaluación y ajuste de un tratamiento orgánico, que ayudara a desarmar la red tridimensional de micelas del fluido. Adicionalmente se formuló una salmuera espaciadora, cuyo fin es separar el tratamiento orgánico del fluido de fractura en las primeras etapas del trabajo de fracturamiento. (Transporte y Ruptura de la roca).

6. Respecto a la sensibilidad del fluido viscoelástico C con el agua de preparación, se concluye que por estar basado en un

surfactante de tipo aniónico presenta una viscosificación deficiente por posibles interacciones con los cationes de calcio y magnesio, presentes en el agua de preparación, que generan la precipitación del surfactante e impiden la formación de la red tridimensional de micelas.

Agradecimientos

Los autores agradecen al Instituto Colombiano del Petróleo de Ecopetrol, especialmente a los laboratorios de Química de Producción, Daños a la Formación y Fenómenos Interfaciales. Factores de conversion

°API 141.5/(131.5+°API) = g/cm3 cp x 1.0* E − 03 = Pa·s ft x 3.048* E − 01 = m °F x (°F − 32)/1.8 = °C °F x (°F + 459.67)/1.8 = K gal x 3.785 412 E − 03 = m3 in. x 2.54* E + 00 = cm lbf x 4.448 222 E + 00 = N lbm x 4.535 924 E − 01 = kg mL x 1.0 E + 00 = cm3 psi x 6.894 757 E + 00 = kPa × Lista de Siglas API RP American Petroleum Institute Recommended Practice BS&W Basic Sediments and Water (Sedimentos y agua) PPG Pounds per Gallons (Libras por galón) µ Viscosidad [cp] σ Tensión Interfacial [dina/cm] γ Tensión Superficial [dinas/cm] VES Visco-Elastic Surfactant (Surfactante Viscoelástico) CMC Concentración micelar crítica IR Infrarrojo n’ Indice Comportamiento de flujo k’ Indice de Consistencia del fluido ppm Partes por millón ppt Pounds Per Thousand (libras por cada 1000 galones de fluido) gpt Gallons Per Thousand (galones por cada 1000 de fluido) rpm Revoluciones por Minuto cp Centipoises (Unidad de viscosidad) ppga Pounds Per Gallouns added (Libras por cada galón adicionado) s-1 Unidad de Velocidad de Corte

EVALUACIÓN EXPERIMENTAL PARA SELECCIONAR UN FLUIDO DE FRACTURA VISCOELÁSTICO PARA EL CAMPO LLANITO 11 Referencias

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