fluido de fractura

8/14/2019 Fluido de Fractura

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DETERMINACIN Y ANLISIS DE UN FLUIDO DE FRACTURA PTIMO PARALOS TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRULICO EN EL REA DE

LLANITO

LIA MARGARITA COHEN PATERNINA

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERFACULTAD DE INGENIERAS FISICOQUMICAS

ESCUELA DE INGENIERA QUMICABUCARAMANGA

2008


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DETERMINACIN Y ANLISIS DE UN FLUIDO DE FRACTURA PTIMO PARALOS TRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRULICO EN EL REA DE

LLANITO

LIA MARGARITA COHEN PATERNINATrabajo de Grado en Investigacin presentado como requisito para optar al ttulo

de Ingeniero Qumico

Director UISLVARO RAMIREZ GARCA

Ph D, Ingeniero QumicoUniversidad Industrial de Santander

Director ICPCARLOS ERNESTO MEDINA ZRATE

Ingeniero de Petrleos Lder de Proyectos, Optimizacin de Produccin

Instituto Colombiano del Petrleo ICP

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERFACULTAD DE INGENIERA FISICOQUMICAS

ESCUELA DE INGENIERA QUMICABUCARAMANGA

2008


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DEDICATORIA

A DIOS, por permitir que todos mis sueos se hagan realidad, por ser mi gua y micompaero incondicional, por llevarme de la mano y nunca dejarme desfallecer enlos momentos de tristeza, por que siempre has estado a mi lado como el padretodo poderoso para el que nada es imposible.

A mi papito, por ser el mayor ejemplo de superacin y perseverancia que jams

me hallan podido dar, por todo tu esmero y esfuerzo para darme siempre y en todomomento lo mejor de ti, por ser mi gran apoyo en todas las duras etapas de la viday por ser simple y sencillamente el mejor papa del mundo.

A mi mami, la mujer que nunca le importo hacer su vida profesional a un lado paradarle lo mejor de si a sus hijos, gracias mima por tu dedicacin sin limites, porhacer de mi lo que hoy soy.

A mis hermanos, Ingrid, Saul, Steffany y Guillermo, por ser mis compaeros yamigos en todo momento, por que cuando necesite una palabra de afecto siempreestuvieron a mi lado, gracias por hacerme creer siempre que una familia lo puedetodo.

A mi abuelita Carlota, por su amor incondicional y sus oraciones por mi, las cualesDios a sabido escuchar muy bien.

A mis amigos y compaeros, que de una u otra forma estuvieron a mi lado en losmomentos tristes y alegres, por acompaarme en esta etapa de mi vida, porayudarme acrecer personal y profesionalmente.


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A Henderson, el hombre que con su ternura y amor se robo mi corazn, por llenarmi vida de felicidad y de sueos que solo quiero vivir a su lado, gracias mi lindo

por llegar a mi vida y formar parte de esta etapa tan maravillosa, por que a pesarde la distancia siempre he sentido que estas aqu conmigo acompandome entodo.


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AGRADECIMIENTOS

A DIOS por darme la fortaleza para salir adelante a pesar de las dificultades, porser mi alimento espiritual y ser mi amigo incondicional, por todas y cada una de las

personas que has puesto en mi camino para hacer realidad todos mis sueos,gracias por la vida que me regalaste y por hacerme sentir siempre que soy tu niaconsentida.

Al Instituto Colombiano del Petrleo ICP-ECOPETROL, por brindarme la granoportunidad y hacer realidad el sueo de trabajar junto a ellos y para ellos.

Al Ingeniero de Petrleos Carlos Ernesto Medina Zrate, por su valiosaorientacin, por su dedicacin y paciencia, por sus enseanzas y la oportunidadde trabajar a su lado y aprender de su experiencia.

A la Universidad Industrial de Santander, por darme la oportunidad de hacer partede ella y permitir que hoy se cumpla este gran sueo, por mi formacin profesionaly personal.

Al Ingeniero Qumico Ph.D. lvaro Ramrez Garca por sus invaluables aportes, por sus sugerencias y recomendaciones.

Al Grupo de Investigacin de la Escuela de Petrleos, Campos Maduros, enespecial a los ingenieros Esperanza cotes, Rubn Castro, Alejandro Sandoval yLeonardo Triana por creer en m y por el apoyo incondicional que me brindaron entodo momento, a la Dra. Zuly Himelda Caldern, Decana de la Facultad deIngenieras Fisicoqumicas y a mis compaeros por brindarme la oportunidad detrabajar junto a ellos y aprender de sus experiencias acadmicas.


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A todo el equipo de trabajo del Laboratorio de Qumica de Produccin del ICP, lvaro, Yolanda, Juan Carlos, Jorge, Cesar y Reinaldo, por hacer que de mitrabajo junto a ellos una experiencia agradable, por todos sus aportes ycolaboracin para el desarrollo de este trabajo.

A los profesores de la UIS por sus enseanzas, a todo el personal de la escuelade ingeniera Qumica que de una u otra forma me ayudaron en la realizacin deeste sueo.


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CONTENIDO

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INTRODUCCIN 11. MARCO TERICO 31.1 Que es una Fractura Hidrulica. 3

1.2 Fluidos de Fractura 41.2.1 Clasificacin de los fluidos de fractura [6, 10, 12, 20]. 52. PROCEDIMIENTO METODOLGICO 82.1 Experimentacin 82.1.1Etapa 1: Pruebas Fluido-Fluido 102.1.2 Etapa 2: Prueba Roca-Fluido. 122.1.3 Etapa 3: Prueba Reolgica. 12

3. RESULTADOS 143.1 Caracterizacin de las muestras de agua, crudo y aditivos 143.2 Compatibilidad (fluido-fluido) 153.3 Mojabilidad Visual (roca-fluido) 193.4 Tensin interfacial (fluido-fluido) 193.5 Perfiles Reolgicos 204. CONCLUSIONES 245. RECOMENDACIONES 26BIBLIOGRAFA 27


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LISTA DE TABLAS

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Tabla 1. Descripcin de cada etapa de la operacin de FracturamientoHidrulico. [3] 4Tabla 2. Tipos de fluidos de fractura y sus principales caractersticas. 5Tabla 3. Diferencias entre fluidos de fractura base agua lineales y crosslinkeados 7Tabla 4. Composicin del fluido de fractura en estudio, SpectraStrar 3000. 8Tabla 5. Rango de valores utilizados para los productos NE-118 (surfactante) yUS-40 (solvente mutual). 10Tabla 6. Diseo experimental para los productos NE-118 (surfactante) y US-40(solvente mutual). 11Tabla 7. Rango de valores utilizados para los productos NE-118 (surfactante) yUS-40 (solvente mutual) para las segundas pruebas de compatibilidad. 11

Tabla 8. Diseo experimental para los productos NE-118 (surfactante) y US-40(solvente mutual) para las segundas pruebas de compatibilidad. 11Tabla 9. Contenido de metales presentes en el agua de Llanito usada 14para la preparacin de fluidos de fractura 14Tabla 10. Propiedades fisicoqumicas bsicas del agua de Llanito usada parapreparar fluidos de fractura 14Tabla 11. Caracterizacin bsica de las muestras de crudo. 14

Tabla 12. Caracterizacin bsica de las muestras de aditivos utilizados en la 15preparacin de los fluidos de fractura. 15Tabla 13. Resultados obtenidos de compatibilidades para el 15gel de fractura en estudio. 15Tabla 14. Resultados obtenidos de las compatibilidades siguiendo el 18diseo experimental enunciado en la tabla 6 18Tabla 15. Resultados obtenidos de las compatibilidades siguiendo el 18


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diseo experimental enunciado en la tabla 8 18Tabla 16. Resultados obtenidos de la prueba de mojabilidad visual para los fluidoselegidos. 19Tabla 17. Resultados de tensin interfacial, de las muestras seleccionadas 20preparadas con US-40 (solvente Mutual) 20Tabla 18. Parmetros preestablecidos para los perfiles Reolgicos de 23los fluidos de fractura ptimos para cada formacin. 23Tabla 19. Formulacin del fluido de fractura antiguo para el 24

Campo Llanito, SpectraStar 3000 24Tabla 20. Formulacin del fluido de fractura ptimo para el 24Campo Llanito, SpectraStar 2500 formacin Mugrosa 24Tabla 21. Formulacin del fluido de fractura ptimo para el 25Campo Llanito, SpectraStar 3000 formacin Toro Shale 25


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LISTA DE FIGURAS

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Figura 1. Diagrama-Algoritmo de la fase de Experimentacin 9Figura 2. Resultados obtenidos en la prueba de compatibilidad entre el crudo 16Figura 3. Resultados obtenidos en la prueba de compatibilidad entre el crudo 16

Figura 4. Resultados obtenidos en la prueba de compatibilidad entre el crudo 16Llanito 97 (formacin Toro Shale) vs Fluido de Fractura base agua vivo. 16Figura 5. Resultados obtenidos en la prueba de compatibilidad entre el crudo 17Llanito 105 (formacin Mugrosa) vs Fluido de Fractura base agua vivo 17Figura 6. Blanco del fluido de fractura donde se aprecia el sedimento o 17


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LISTA DE GRFICOS

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Grafico 1. Perfil reolgico para la formacin Mugrosa 21Grafico 2. Perfil reolgico optimo para la formacin Mugrosa 22Grafico 3. Perfil reolgico optimo para la formacin Toro Shale 23


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LISTA DE ANEXOS

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ANEXO A. UBICACIN GEOGRFICA DEL CAMPO LLANITO YGENERALIDADES 31

ANEXO B. GENERALIDADES SOBRE EL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO 40

ANEXO C. PROPANTE, APUNTALANTE O MATERIAL DE RELLENO 48 ANEXO D. PRINCIPALES PROPIEDADES DE UN FLUIDO DE FRACTURA 52 ANEXO E. ADITIVOS MS COMUNMENTE USADOS EN LASFORMULACIONES DE LOS FLUIDOS DE FRACTURA BASE

AGUA [6, 9, 12, 13, 18] 56 ANEXO F. PREPARACIN DEL FLUIDO DE FRACTURA ENEL LABORATORIO 64

ANEXO G. FLUIDO DE FRACTURA O GEL VIVO Y ROTO 67 ANEXO H. TENSIN INTERFACIAL, MOJABILIDAD Y 68COMPATIBILIDAD [27, 28] 68

ANEXO I. COMPATIBILIDADES ENTRE LOS FLUIDOS DE FRACTURA Y ELCRUDO DEL CAMPO 72

ANEXO J. RESULTADOS DE LAS PRUEBAS DE MOJABILIDAD VISUAL 78


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RESUMEN

TITULO:DETERMINACIN Y ANLISIS DE UN FLUIDO DE FRACTURA PTIMO PARA LOSTRABAJOS DE FRACTURAMIENTO HIDRULICO EN EL REA DE LLANITO*

AUTOR:COHEN PATERNINA, Lia Margarita**.

PALABRAS CLAVE: Fluidos de fractura, Fracturamiento Hidrulico, Campo Llanito, Pruebasfluido-fluido, Prueba roca-fluido, Comportamiento reolgico.

CONTENIDO:

El fracturamiento hidrulico es una de las tcnicas de estimulacin de pozos de mayor xito a nivelmundial, adems de ser una de las mas econmicas comparada con los otros mtodos usadospara el mejoramiento de la productividad, consiste esencialmente en inyectar a una formacindeterminada, un fluido denominado fluido fracturante, las presiones hacen que se introduzca porlos poros y canales, de forma tal, que los canales se separen aumentando entre si el caminodisponible para el flujo de los fluidos contenidos en el yacimiento, es decir, permite aumentar eltamao de los canales de flujo y hacer que permanezcan abiertos, de tal manera que permita elpaso de la mayor cantidad de fluido posible de la formacin hasta el pozo. El fluido de fracturaforma parte importante de esta tcnica y su anlisis y optimizacin genera resultados an mssatisfactorios, ya que al utilizar el fluido correcto se mejora la geometra de la fractura que escreada durante el tratamiento y adems se reduce el dao generado a las formaciones, lo cual seve reflejado directamente en los costos de la operacin.

En este trabajo se toma como referencia, inicialmente, un fluido de fractura base agua, el cual fueutilizado en el ltimo trabajo de Fracturamiento Hidrulico realizado en el campo en estudio. Sepresenta una metodologa completa del procedimiento para la evaluacin de las propiedades dediversos fluidos de fractura hasta obtener el que causa menor dao al yacimiento Llanito. Estametodologa se bas en los costos de las pruebas y la disponibilidad de las muestras y comprendela caracterizacin del crudo y el agua utilizados, las pruebas fluido-fluido (compatibilidad entrecrudo-fluido de fractura y tensin interfacial entre crudo-fluido de fractura), la prueba roca-fluido demojabilidad visual y las pruebas reolgicas. Estas ltimas son las pruebas ms importantes, debidoa que la viscosidad es el parmetro decisivo para la seleccin del fluido de fractura final.

* Trabajo de Investigacin** Facultad de ingenieras FsicoQumicas, Escuela de Ingeniera Qumica, Directores: GARCIA RAMIREZAlvaro (UIS), MEDINA ZARATE Carlos Ernesto (ECOPETROL - ICP S.A.)


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ABSTRACT

TITLE: DETERMINATION AND ANALISYS OF AN OPTIMUM FRACTURE FLUID FOR THEWORKS OF HYDRAULIC FRACTURING IN THE AREA OF LLANITO*

AUTOR:COHEN PATERNINA, Lia margarita.**

KEY WORDS:Fracturing fluid, Hydraulic Fracturing, Llanito field, Fluid-Fluid tests, Rock-fluid test,Rheological behavior.

CONTENT:

The Hydraulic Fracturing is one of the successful wells stimulations techniques in the World, inaddition is an economic technique compared with others methods used for the productionoptimization. This method consists of injecting a fluid to a certain layer, this fluid is called fracturingfluid. This fluid is introduced in the layers pores by the high pressures creating channels which willincrease the available way for the layer fluids flow. The Hydraulic Fracturing doesnt createchannels to increase the layer fluids flow only, in addition makes the channels remain open allowingincreasing the layer fluids flow for a longer time. The fracturing fluid forms important part of thistechnique and its analysis and optimization generates even more satisfactory results, since whenusing the correct fluid the geometry of the fracture that is created during the treatment improves andalso decreases the damage generated to the formations, which is reflected directly in the costs ofthe operation.

In this work was taked like reference, initially, a water based fracturing fluid, which was used in thelast work of Hydraulic Fracturing carried out in the field in study. A complete methodology of theprocedure is presented for the evaluation of the properties of several fracturing fluids until obtainingthe one that causes smaller damage to the Llanito field. This methodology was based on the costsof the tests and the availability of the samples and includes the characterization of the crude andwater that were used, fluid-fluid tests (compatibility between crude and fracturing fluid and interfacialtension between crude and fracturing fluid), rock-fluid test of visual wettability and rheological tests.These last ones are the most important tests, because the viscosity is the decisive parameter forthe selection of the final fracturing fluid.

* Investigation Work ** Physicochemical faculty, Chemical Engineering School, Director: RAMIREZ GARCIA lvaro(UIS), MEDINA ZARATE Carlos Ernesto (ECOPETROL ICP S.A.)


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INTRODUCCIN

Las condiciones geolgicas, econmicas y estratgicas que hacen cada da msdifcil, arriesgado y costoso encontrar grandes yacimientos petroleros, han llevadoa mirar nuevamente los campos viejos o maduros, es decir a aquellos que yaestn o han estado en produccin y estn en su fase de declinacin. Alrededor deun 70% del petrleo producido en la actualidad proviene de campos de mas de 30aos de longevidad, lo que centra el inters de la industria precisamente frente alos campos petroleros maduros.

La implementacin de nuevas tecnologas ha sido la solucin, en muchos casos, aeste problema que se ve reflejado a largo plazo en perdidas de grandes sumas dedinero. Una de las alternativas que hoy en da ha demostrado ser exitosa y que esde amplia aplicacin a nivel mundial para maximizar la rentabilidad de los campos,consiste en la implantacin y desarrollo de trabajos de Fracturamiento Hidrulico,el cual es una excelente tcnica de estimulacin que nos permite aumentar en

gran proporcin la tasa de recobro de estos campos que ya han cado en su etapade declive.

Uno de los factores mas importantes a tener en cuenta para el xito de estaoperacin es la adecuada eleccin del fluido de fractura a emplear. Su adecuadaeleccin depender de un gran nmero de consideraciones previas a la operacin,surgidas del anlisis de las condiciones particulares del pozo, equipamiento

disponible, costo etc. Es por esta razn que el Instituto Colombiano del PetrleoICP ha dado un enfoque primordial al estudio detallado de los Fluidos de Fracturaha emplear en operaciones de fracturamiento, basndose en los trabajos yaexistentes, para maximizar la productividad de sus pozos.


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Aunque ECOPETROL ha realizado muy pocos trabajos de fracturamientohidrulico (menos 5 %), a nivel mundial esta tecnologa es ampliamente utilizadacon cifras cercanas al 90% de los pozos perforados, Esta situacin se debe a queno exista una cultura de fracturamiento hidrulico, escasa informacin, bajoconocimiento y falta de confianza en esta tecnologa.

Actualmente, se cuenta con la mejor tecnologa y metodologas que permitenlograr resultados tcnica y econmicamente exitosos. Por ejemplo, los resultados

obtenidos en los campos de Acae-Loro, Cusiana, Cupiagua, Yarigui, Cantagallo,en donde se han llevado a cabo una serie de trabajos de FracturamientoHidrulico para mejorar la productividad de los pozos y solucionar el problema decontrol de arenas; estos resultados demuestran las bondades de estastecnologas.

Con este trabajo se busca mejorar la metodologa experimental empleada

actualmente en el ICP para la optimizacin de fluidos de fractura, as comodeterminar y analizar por medio de diferentes pruebas de laboratorio (fluido-fluido,roca-fluido y reolgicas) el fluido de fractura ptimo para los prximos trabajos deFracturamiento Hidrulico a realizarse en el Campo Llanito.


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1. MARCO TERICO

1.1 QUE ES UNA FRACTURA HIDRULICA.

El fracturamiento hidrulico es una de las tcnicas de estimulacin ms exitosas anivel mundial, tiene como objetivo aumentar la produccin de los pozos quecontienen crudo y/o gas, mejorando las propiedades de permeabilidad de laformacin, consiste en aplicar presin hidrulica a una roca reservorio hasta que

se produce la falla o la fractura de la misma. Despus de la rotura de la roca secontina aplicando presin para extender la fractura ms all del punto de falla.Con esta fractura se crea un canal de flujo de gran tamao que no solo conectafracturas naturales sino que produce una gran rea de drenaje de fluidos delyacimiento.

Con el fracturamiento hidrulico se han hecho contribuciones significativas a la

industria del petrleo y gas por ser el mtodo mas utilizado para incrementar lasreservas y tasas de produccin de un campo. Desde que est tcnica fueintroducida por Stanolind (AMOCO) en 1947, alrededor de un milln detratamientos de fracturas han sido desarrollados y actualmente cerca del 40% delos nuevos pozos perforados son estimulados usando el tratamiento defracturamiento hidrulico. [12]

Desde mitad del siglo 20, el proceso de fracturamiento hidrulico ha sidoampliamente usado para la estimulacin secundaria de reservorios. En esteproceso un fluido es inyectado dentro del pozo a un cierto caudal. La presin deeste fluido comienza a crecer hasta que eventualmente pueda romper la rocaadyacente. Una fractura comienza a propagarse dentro del lecho rocoso y lapresin del fluido decrece como consecuencia del aumento en el volumen queocupa el fluido. Eventualmente, la presin ha decrecido tanto que no puede abrir


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ms la roca, en este punto el sistema entra en un equilibrio estacionario. Lafractura obtenida produce un camino de alta permeabilidad que conecta el puntode extraccin con zonas alejadas del reservorio.

Tabla 1. Descripcin de cada etapa de la operacin de Fracturamiento Hidrulico. [3]

Etapa delFracturamiento

Descripcin

Etapa 1

En esta etapa, una carga de un fluido de aspecto gelatinoso,denominado Fluido o Gel de Fractura , es bombeada a grandespresiones, desde la superficie hacia la formacin, como fluido colchn oPad, con el fin de contactar las zonas productivas y empezar a crearuna fractura, la cual se extiende o propaga por s sola.

Etapa 2

En la segunda etapa es bombeada una nueva carga, mayor que laanterior, del fluido de fractura, ahora mezclado con un material derelleno o propante el cual evitar que la fractura creada se cierre,quedando finalmente ubicado en ella. Despus de inyectados elpropante y el fluido de fractura, la presin hidrulica disminuye y laoperacin de bombeo en superficie finaliza. As, se crean los canalesque permiten el flujo de los fluidos que tiene la formacin.

Etapa 3La tercera y ltima etapa de esta tcnica consiste en la degradacin delfluido de fractura, el cual disminuye su viscosidad por efectos de latemperatura del pozo, el shear rate, la enzima rompedora y el tiempo,con el fin de ser removido por flowback (limpieza de la fractura).

1.2 FLUIDOS DE FRACTURA

Un gel o fluido de fractura es una suspensin de tipo coloidal de partculas slidasen un lquido, que cuando coagula adquiere cierta rigidez y elasticidad. Se utilizaun fluido base el cual se aditiva con productos gelificantes, los cuales tienen comoefecto el incremento de la viscosidad. Estos gelificantes son polmeros sintticoso de origen natural, de cadenas largas, lineales o ramificadas, que dificultan elmovimiento de las capas de fluido entre s. [6]

El propsito de los fluidos de fracturamiento son prcticamente dos (2): Abrir yextender la fractura, transportar y distribuir el material de sostn a lo largo de lafractura. El fluido seleccionado para un tratamiento tiene significante influencia en


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la longitud de la fractura, la conductividad de la fractura y en los costos de laoperacin. Las propiedades del fluido gobiernan enormemente el comportamientode la propagacin, y la distribucin y colocamiento del material de sostn. Losfluidos de fracturamiento son bombeados hacia las formaciones para hacertrabajos de estimulacin en la produccin de petrleo y gas. Para obtenerresultados exitosos, el fluido de fracturamiento debe tener ciertas propiedadesfsicas y qumicas que se resumen en el anexo D

1.2.1 Clasificacin de los fluidos de fractura [6, 10, 12, 20]. Bsicamente,existen dos tipos de fluidos bien definidos usados en Fracturamiento Hidrulico:Fluidos base acuosa y base Hidrocarburo. Dentro de esos dos grupos principales,existen un gran nmero de variantes, surgidas a travs del tiempo y elperfeccionamiento de la tcnica de fracturamiento. Los principales xitos logradosa partir de la implementacin de esta tcnica de estimulacin y la necesidad cadavez mayor de aplicar tratamientos en pozos ms profundos, hizo que fueran

perfeccionndose los fluidos de fractura usados hasta nuestros das, de tal formaque se cuenta con una completa y variada gama de ellos. Dentro de los gruposantes mencionados puede distinguirse algunas variantes segn las necesidadesparticulares de su aplicacin. En la tabla 2 se hace una descripcin detallada delos diferentes tipos de fluidos de fractura

Tabla 2. Tipos de fluidos de fractura y sus principales caractersticas.

Tipo de fluido Descripcin y caractersticas Aplicacin

Fluido baseagua lineal

Su viscosidad es debida slo alpolmero base.

Como fluido base suele usarseagua fresca, de pozos, ros,lagunas o salmuera de laformacin.

Poseen baja viscosidad.

Limpieza de la formacin. Reservas no propensas a formar

emulsiones. Bajas concentraciones de

propante a altas velocidades. Disminuir el dao generado en las

formaciones.

Tipo de fluido Descripcin y caractersticas Aplicacin


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Fluido basehidrocarburo o

aceite

Fluido base: aceite, diesel ocrudo.

El hidrocarburo puedeobtenerse directamente de laformacin.

Baja potencia hidrulica parafracturar.

Peligroso al fuego y costoso.Elevadas prdidas por friccin

Formaciones sensibles al agua. Suficiente viscosidad para

transporte de propante. Usadopara un amplio rango detemperaturas.

Emulsiones

Emulsin de crudo en agua:Fase exterior: Agua gelificada.Fase interior: Diesel, crudo.

Requieren altas presiones de

bombeo

Formaciones sensibles al agua Excelente control de prdida de

fluido Buena viscosidad para el

transporte de propante

Espumas

Mezcla de gas (nitrgeno odixido de carbono) con lquidogelificado (agua o aceite) y unagente espumante.Tpicamente 60 a 80 % de gas.

Poseen propiedades reolgicassimilares a los fluidos baseagua.

Formaciones sensibles al agua. Bueno para bajas presiones. Buen control de prdida de fluido

para formaciones de bajapermeabilidad.

Suficiente viscosidad para eltransporte del propante.

Se usan base agua o base aceite.

cidosgelificados

Hidratacin de derivadoscelulsicos directamente en la

solucin cida. El cido reacciona cuando elgel ha roto (ha disminuido suviscosidad)

Para pozos que requierenfracturas de gran longitud.

Cuando se requiere tratamientocido y fracturamiento hidrulico almismo tiempo.

Fluidosviscoelsticos

basesurfactante

(VES)

Fluido base: agua. Compuestos por surfactantes

de bajo peso molecular queforman micelas que aumentanla viscosidad.

Propiedades viscosas yelsticas.

Rompen al contacto con elcrudo en la formacin.

Inestables a altas temperaturas

Para formaciones de bajatemperatura.

Trabajos a poca profundidad. Cuando se requiere que el fluido

no deje residuo. Usados para mejorar el dao a las

formaciones.

Los fluidos base agua constituyen los fluidos de fractura ms utilizados hoy en da.Tienen excelentes propiedades de transporte, dan mayor cabeza hidrosttica, norepresentan mayor riesgo pues no son combustibles, estn ampliamentedisponibles, sumado a que el agua es un fluido fcilmente viscosificable ycontrolable. Sin embargo, si las propiedades del agua utilizada como fluido base


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no son correctamente caracterizadas, se pueden presentar serios problemasoperacionales cuando se preparan esta clase de geles. Por ejemplo: altascantidades de residuos, precipitacin de metales, el gel no adquiere la viscosidadadecuada al agregar la concentracin de polmero, etc. Esta constituye suprincipal desventaja.

Esta clase de fluidos, a su vez, se dividen en dos tipos: fluidos lineales y fluidosreticulados o crosslinkeados. En la tabla 3 se presentan las diferencias entre ellos.

Tabla 3. Diferencias entre fluidos de fractura base agua lineales y crosslinkeados

Lineales CrosslinkeadosUsado para remocin del dao a la

formacin (limpieza)Penetracin profunda y excelente

colocacin del propante en la fracturaBaja estabilidad a altas temperaturas. Alta estabilidad a altas temperaturasPara aumentar su viscosidad se deba

aumentar la carga de polmero.Se obtienen mejores viscosidades sin

aumentar la carga de polmeroSe filtran ms fcilmente hacia la

formacin.Ms eficientes en el control de filtrado

(Baja filtracin hacia la formacin)Poca capacidad de transporte por su baja

viscosidad (14 cp a 30 cp)Mejor capacidad de transporte por su

elevada viscosidad (100-1000 cp)

Es importante resaltar que los fluidos de fractura crosslinkeados surgen dereticular o crosslinkear un fluido de fractura lineal con aditivos especiales, ya queestas sustancias activadoras modifican la estructura molecular del fluido lineal pormedio de uniones y entrecruzamiento de las molculas. La viscosidad que el fluidolineal presente a condiciones de laboratorio es un parmetro importante a tener encuenta cuando se disea un fluido de fractura para un trabajo de Fracturamiento

Hidrulico especfico.


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2. PROCEDIMIENTO METODOLGICO

El presente estudio tom como referencia el ltimo Fracturamiento Hidrulicollevado a cabo en el campo, donde se utiliz un fluido de fractura base agua,provedo por la compaa de servicios BJ Services Company, conocidocomercialmente como SpectraStrar 3000. La formulacin del fluido se observa enla tabla 4, segn el Reporte de Campo generado para ECOPETROL, por la misma

compaa de servicios.

Tabla 4. Composicin del fluido de fractura en estudio, SpectraStrar 3000.

Aditivo NombreComercial Concentracin Unidad

Agua Agua 1000 GPT*Bactericida X-cide 207 0.3 PPT**

Controlador de Arcillas KCl 2 % PPTSolucin buffer de baja BF-3 2.0 PPT

Polmero GW-3 30.0 PPTSurfactante NE-118 2.0 GPT

Solucin Buffer de alta BF-7L 1.5 GPTReticulador o Crosslinker XLW-56 2.0 GPT

Rompedor enzimtico GBW-12C (66:1) 0.25 GPT* GPT: Gallons per thousand gallons (galones por mil galones de gel: 1 gpt = 1ml)

** PPT: Pounds per thousand gallons (Libras por mil galones de gel: 1ppt = 0.1198 g)

2.1 EXPERIMENTACIN

Para el anlisis de un fluido de fractura, en laboratorio se deben tener en cuentatres tipos de pruebas: fluido-fluido, roca-fluido y reologa. Teniendo en cuenta lametodologa ya empleada en otros anlisis realizados, se hicieron unas pequeasmodificaciones a la metodologa de pruebas ya existente, esta modificacin fue detipo organizacional, es decir, se modifico el orden que se utilizaba anteriormentepara realizar las pruebas con el fin de optimizar recursos sin afectar la calidad delos resultados, se desarroll un algoritmo de procedimiento para la fase deexperimentacin representado en la figura 2, teniendo en cuenta los costos de las


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Com atibilidad

Tensin Interfacial

Escompatible

Descartar

Mojabilidad(fase acuosa y

aceitosa

Moja en faseacuosa

Reologa:Viscosidad vs.

Tiempo

Comportamiento reolgico ptimo segncondiciones reestablecidas

FLUIDO DE FRACTURAOPTIMIZADO PARA ELCAMPO EN ESTUDIO

Caracterizacin de las muestrasde agua , crudo y aditivos

Tensin Interfacial tima = n

Descartar

Descartar

pruebas, la disponibilidad de las muestras y el objetivo principal del presentetrabajo.

Figura 1. Diagrama-Algoritmo de la fase de Experimentacin

No Si

No Si

Si

No


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2.1.1Etapa 1: Pruebas Fluido-Fluido

2.1.1.1. Compatibilidad fluido-fluido [27]. Se evalu el comportamiento de lacompatibilidad entre el fluido de fractura y los crudos de los pozos LN-97 y LN-105que corresponden respectivamente a las formaciones Toro Shale y Mugrosa enlas cuales se enfoca el estudio de esta investigacin, hasta encontrar los mejoresresultados. Se busc mejorar esta propiedad, teniendo como base los resultadosque presentara el fluido de fractura que fue tomado como referencia. Para ello se

sigui el diseo experimental presentado en las tablas 6 y 8. El procedimientollevado a cabo para realizar estas pruebas se describe detalladamente en el anexoH.3.

Para determinar las mejores compatibilidades se prepararon inicialmente 4 geles.En este caso las nicas variables a tener en cuenta son la concentracin desurfactante NE-118 y la posible introduccin a la formulacin de un solvente mutuo

conocido comercialmente como US-40 (etilenglicol monobutil ter). Se desarrollun diseo factorial 2k en donde se tuvo como base la formulacin actual (ver tablaNo 4). Se escogieron dos valores, uno mayor y uno menor con el fin de cubrir unrango de concentraciones y evitar realizar pruebas al azar.

Tabla 5. Rango de valores utilizados para los productos NE-118 (surfactante) y US-40 (solventemutual).

Surfactante

NE-118 [GPT]

Solvente mutual

US-40 [GPT] 1.0 0.03.0 50

Las dems concentraciones se mantuvieron constantes ya que se consider queninguna de ellas afecta de manera significativa esta propiedad. Las combinacionesobtenidas del diseo experimental para la preparacin de los nuevos geles defractura fueron las siguientes:


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Tabla 6. Diseo experimental para los productos NE-118 (surfactante) y US-40 (solvente mutual).

Nombre del gelevaluado

SurfactanteNE-118 [GPT]

Solvente mutualUS-40 [GPT ]

SpectraStar 3000 (Ref) 2.0 0SpectraStar 3000 (1) 1.0 0SpectraStar 3000 (2) 1.0 50SpectraStar 3000 (3) 3.0 50SpectraStar 3000 (4) 3.0 0

Con los resultados obtenidos del anterior diseo experimental se determinorealizar otras pruebas con intervalos de valores intermedios a los anteriormenteutilizados, tanto para el Surfactante NE-118 como para el Solvente Mutual US-40,teniendo como fin la obtencin de ms y mejores resultados. Se utilizonuevamente un diseo experimental 2 K, igual al primero; para observar si semejoran las propiedades del fluido.

Tabla 7. Rango de valores utilizados para los productos NE-118 (surfactante) y US-40 (solventemutual) para las segundas pruebas de compatibilidad.


Solvente mutual US-40 [GPT]

1.5 202.5 40

Las combinaciones obtenidas del diseo experimental para la preparacin de losnuevos geles de fractura fueron las siguientes:

Tabla 8. Diseo experimental para los productos NE-118 (surfactante) y US-40 (solvente mutual)para las segundas pruebas de compatibilidad.

Nombre del gelevaluado


Solvente mutualUS-40 [GPT]

SpectraStar 3000 (5) 1.5 20SpectraStar 3000 (6) 1.5 40SpectraStar 3000 (7) 2.5 40SpectraStar 3000 (8) 2.5 20


27/93

12

2.1.1.2. Tensin interfacial [28]. Se evalu el comportamiento de la tensininterfacial entre el fluido de fractura y los crudos de los pozos LN-97 Y LN-105,hasta llegar a su mejor condicin. Se busc reducir el valor de esta propiedad,teniendo como base el valor que presentara el fluido de fractura que fue tomadocomo referencia con respecto al crudo de cada una de las dos formaciones deestudio.

Las nicas variables que afectan la tensin interfacial (variable de respuesta) son

la concentracin de surfactante NE-118 y la de solvente mutual US-40. Conesta prueba se busc disminuir la tensin interfacial. Las concentraciones de losdems aditivos (variables restantes) se mantuvieron constantes en los valoresmostrados en la tabla 4, pues se considera que no afectan de forma significativa latensin interfacial.

2.1.2 Etapa 2: Prueba Roca-Fluido. En esta etapa se realiz la prueba de

MOJABILIDAD VISUAL en fase acuosa (agua) y fase aceitosa (varsol), segn lanorma API RP 42, [28] a las muestras que fueron elegidas en la etapa anterior. Elprocedimiento experimental utilizado para realizar la prueba mojabilidad visual sedescribe detalladamente en el anexo H.2.

2.1.3 Etapa 3: Prueba Reolgica. La evaluacin reolgica realizada a losdiferentes fluidos de fractura, se hizo segn las normas API RP 13M y API RP 39[14, 25, 26, 40]. Se mantuvieron constantes las variables ya analizadas en lasetapas previas y se variaron aquellas que afectaran la respuesta de viscosidad.Estas variables son la concentracin de polmero, crosslinker o reticulador yrompedor (enzima). Inicialmente se evalu el fluido de fractura de referencia y elperfil reolgico obtenido fue tomado como base para realizar las modificaciones alas variables a evaluar en esta etapa. Los valores fueron escogidos segnrecomendaciones de otros trabajos realizados y teniendo en cuenta la temperatura


28/93

13

a la que va a ser utilizado el fluido de fractura en el campo (140 F y 130 F paraToro Shale y Mugrosa respectivamente).

Se evaluaron 3 fluidos, comparndolos a medida que se modificaban las variablesde inters. Los fluidos de fractura fueron evaluados, a la temperatura del campoen estudio 130 F y 140 F y 500 psi de presin [25, 26] en un Remetro HP/HT(High Pressure/High Temperature), marca Normand, en el Laboratorio deestimulacin de la compaa BJ services (base Yopal), respectivamente calibrado.

Se realiz un anlisis comparativo de los resultados de los perfiles reolgicosobtenidos. As, el fluido con mejor reologa deba cumplir con las siguientescondiciones las cuales fueron preestablecidas:

La viscosidad inicial del fluido debe estar en un rango entre 400 a 600 cp parala formacin Mugrosa y de 600 a 800 cp para la formacin Toro Shale.

El fluido de fractura debe mantener su viscosidad entre 200 a 500 cp alrededor

de los 30 minutos iniciales de evaluacin. El tiempo de rompimiento del fluido de fractura (cuando su viscosidad cruza el

umbral de 100 cp) debe estar en un rango de 1 hora a 2 horas mximo.

Finalmente, se eligi la formulacin del fluido de fractura, con la mejor reologapara ser aplicado en los prximos trabajos de Fracturamiento Hidrulico para lospozos de Llanito.

Nota: el orden de las pruebas es el que se encuentra definido en el algoritmo deprocedimientos de la figura 2, as, cada prueba se realizo solo a los fluidos queclasificaban en la etapa previa de evaluacin.


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14

3. RESULTADOS

3.1 CARACTERIZACIN DE LAS MUESTRAS DE AGUA, CRUDO Y ADITIVOS

A continuacin se muestra la caracterizacin de la muestra de agua, que fueutilizada como fluido base para la preparacin de todos los fluidos de fracturaevaluados.

Tabla 9. Contenido de metales presentes en el agua de Llanito usadapara la preparacin de fluidos de fractura

Componente Resultado (mg/l o ppm) Valor permitido (ppm)Bario < 0.2Hierro < 0.2

Potasio 1.932 < 10Calcio 32.76

Magnesio 2.133La suma debe ser < 500

ppmSodio 3.869Silicio 7.758

Estroncio < 0.2Cloruros 2.379Sulfatos 61.57

Tabla 10. Propiedades fisicoqumicas bsicas del agua de Llanito usada para preparar fluidos defractura

Prueba Resultado Valor permitidoConductividad

elctrica 174.7 / cm a 25C pH* 7.32 a 20.9 C Entre 5 y 8.5

Bicarbonatos 19.1 ppm < 1000 ppm

Tabla 11. Caracterizacin bsica de las muestras de crudo.

Pozo Arenas productoras API a 74.3 F * % BS&W ** * LN-97 Toro Shale 21.63 5.0LN-105 Mugrosa B y C 19.04 10.0

* Medida realizada por el mtodo del densmetro segn norma ASTM D-287 y ASTM D1298** Medida realizada por el mtodo de la centrfuga segn norma ASTM D-96 y ASTM D4007

* %BS&W: Porcentaje de sedimentos y agua contenidos en el crudo.


30/93

15

Tabla 12. Caracterizacin bsica de las muestras de aditivos utilizados en lapreparacin de los fluidos de fractura.

Producto (g/ml) % Brix pH

NE-118 0.8524 a 22.8 C 46.9 a 23.1 C 11.09 a 22.2 CUS-40 0.8974 a 23.8 C 49.1 a 23.7 C 5.89 a 22.3 CBF-7L 1.4702 a 23.1 C 44.2 a 23.4 C 13.73 a 22.2 C

XLW-56 1.2914 a 23.2 C 42.7 a 23.2 C 5.85 a 22.2 CGBW-12-CD 1.1111 a 22.7 C 27.4 a 23.1 C 3.76 a 22.0 C

BJ Services Company especifica valores permitidos de ciertos parmetros para elagua que se utiliza como fluido base en la preparacin de los fluidos de fractura.En las tablas 9 y 10 se estipulan estos valores y se observa que en todos, el aguadel campo se encuentra dentro de los lmites permitidos. En la tabla 11 sepresenta la caracterizacin bsica de las muestras de crudo utilizadas.

3.2 COMPATIBILIDAD (FLUIDO-FLUIDO)

Para el fluido base la prueba de compatibilidad realizada en lab. Qumica de

produccin del ICP arrojo los siguientes resultados que se pueden observar en latabla que se encuentra a continuacin:

Tabla 13. Resultados obtenidos de compatibilidades para elgel de fractura en estudio.

CompatibleNombre del gelevaluado Gel roto Gel vivo

Observaciones

SpectraStrar 3000 Si Si

Se observa rompimiento del 100% en todas lasproporciones empleadas, pero para lasproporciones 50/50 y 20/80 la fase acuosa se tornaturbia de color caf oscuro mientras que para laotra proporcin la fase es clara. Para el gel vivo lafase acuosa se ve mas oscura que para el gel roto

Las observaciones descritas en la tabla 13 se pueden apreciar claramente en lasfiguras 2, 3, 4 y 5; los dems resultados obtenidos de las pruebas decompatibilidad descritas en la seccin 2, se listaran en las tablas 14 y 15 y susrespectivos registros fotogrficos se pueden apreciar en el anexo I.


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16

Figura 2. Resultados obtenidos en la prueba de compatibilidad entre el crudoLlanito 97 (formacin Toro Shale) vs Fluido de Fractura base agua roto.

Proporciones

20/80 50/50 80/20

Figura 3. Resultados obtenidos en la prueba de compatibilidad entre el crudoLlanito 105 (formacin Mugrosa) vs Fluido de Fractura base agua roto.

Proporciones

20/80 50/50 80/20

Figura 4. Resultados obtenidos en la prueba de compatibilidad entre el crudoLlanito 97 (formacin Toro Shale) vs Fluido de Fractura base agua vivo.

Proporciones

20/80 50/50 80/20


32/93

17

Figura 5. Resultados obtenidos en la prueba de compatibilidad entre el crudoLlanito 105 (formacin Mugrosa) vs Fluido de Fractura base agua vivo

Proporciones20/80 50/50 80/20

En todas las pruebas en las que se utilizo el gel de fractura roto se homogenizomuy bien el fluido y se dejo reposar de tal manera que el residuo se precipitara alfondo del vaso, cuidando que este tipo de precipitado no confundiera al momentode evaluar, pero es importante destacar que el residuo siempre va a estarpresente como se puede observar en la figura 6 que es un blanco que se tomo

para observar la cantidad de residuo o precipitado dejado por el polmero.

Figura 6. Blanco del fluido de fractura donde se aprecia el sedimento oprecipitado flotante que deja el polmero.

Los fluidos que finalmente pasaron la prueba de compatibilidad fueron losidentificados con el nombre de Spectra Star 3000 2, 3, 5, 6, 7 y 8.


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18

Tabla 14. Resultados obtenidos de las compatibilidades siguiendo eldiseo experimental enunciado en la tabla 6

CompatibleNombre del gelEvaluado

Gel roto Gel vivoObservaciones

SpectraStar 3000 (1) No No

Para la proporcin 80/20 se dio un rompimiento del 50%y la fase acuosa fue clara, mientras que para lasproporciones 50/50 y 20/80 el rompimiento fue del100% pero la fase acuosa de la primera tomo un coloramarrillo oscuro en las que se pudieron observarpequeas micropartculas de crudo atrapadas en el gel,la fase acuosa de la proporcin 20/80 se torno un pocooscura.

SpectraStar 3000 (2 ) Si Si Se presento un rompimiento del 100% en las tresproporciones y las fases acuosas fueron ntidas.

SpectraStar 3000 (3 ) Si SiSe observo un rompimiento del 100% en todas lasproporciones pero en la de 80/20 la fase acuosa fue unpoco oscura. Tambin se aprecia precipitado flotante.

SpectraStar 3000 (4 ) No No

En la proporcin 20/80 se dio un rompimiento del 100%pero la fase acuosa fue un poco oscura; para laproporcin 50/50 se dio un rompimiento del 80% y lafase acuosa fue un poco mas clara que la anteriormientras que para la proporcin 80/20 no se presentoseparacin de fases. Precipitado flotante.

Tabla 15. Resultados obtenidos de las compatibilidades siguiendo eldiseo experimental enunciado en la tabla 8

CompatibleNombre del gelEvaluado

Gel roto Gel vivoObservaciones

SpectraStar 3000 (5) Si Si

Para la proporcin 80/20 se dio un rompimiento del 95%con el crudo del pozo Llanito 97 y con el de Llanito 105el rompimiento fue del 90%, las fases acuosas fueronntidas; mientras que para la proporcin 20/80 y 50/50se observo un rompimiento del 100% y las fasesacuosas fueron un poco turbias de color amarillooscuro.

SpectraStar 3000 (6) No No

En este caso se presento que para la proporcin 80/20

se tiene que para el crudo del pozo Llanito 97 se dio unrompimiento del 60% y para el crudo del pozo Llanito105 el rompimiento fue del 30%; mientras que en lasproporciones 50/50 y 20/80 la separacin de fases fuedel 100%, un poco turbias de color amarillo.

SpectraStar 3000 (7) Si SiSe observo un rompimiento del 95% para ambos crudosy la fase acuosa fue clara; en las otras proporciones sedio un rompimiento del 100% aunque las fases acuosasse tornaron un poco turbias de color amarillo oscuro.

SpectraStar 3000 (8) Si Si

En la proporcin 80/20 se dio un rompimiento del 90% yla fase acuosa fue clara para los dos crudos; en lasotras proporciones se dio un rompimiento total aunquelas fases acuosas fueron un poco turbias.


34/93

19

3.3 MOJABILIDAD VISUAL (ROCA-FLUIDO)

En la tabla 16 se muestra que al realizar la prueba de mojabilidad visual a losfluidos de fractura que pasaron la prueba de compatibilidad, estos presentantendencia a mojar preferencialmente en fase acuosa.

Tabla 16. Resultados obtenidos de la prueba de mojabilidad visual para los fluidos elegidos.

Nombre del fluido Comportamiento en

fase acuosa

Comportamiento en

fase aceitosaSpectraStar 3000 Ref Dispersa AglomeraSpectraStar 3000 (2) Dispersa AglomeraSpectraStar 3000 (3 ) Dispersa AglomeraSpectraStar 3000 (5) Dispersa AglomeraSpectraStar 3000 (7) Dispersa AglomeraSpectraStar 3000 (8) Dispersa Aglomera

En el anexo J se muestra una figura de la prueba realizada para el fluido dereferencia y los otros fluidos seleccionados presentan el mismo comportamiento

de este, en ella se puede apreciar la dispersin y aglomeracin de los finos encada fase.

3.4 TENSIN INTERFACIAL (FLUIDO-FLUIDO)

En esta etapa se evaluaron los fluidos que pasaron las pruebas de compatibilidady mojabilidad, los escogidos fueron los identificados con el nombre de SpectraStar3000 2, 3, 5, 7 y 8. Los resultados de tensin interfacial obtenidos de estos 5 gelespreseleccionados se compararon con los del fluido de fractura de referencia paradeterminar si esta propiedad fue mejorada o no y finalmente evaluar si es factiblela inclusin del aditivo US-40 (Solvente Mutual) en la formulacin del fluido defractura optimo. Es importante resaltar que la prueba fue realizada con los doscrudos nombrados anteriormente (LN-97 y LN-105) pertenecientes a las dosformaciones en estudio.


35/93

20

Tabla 17. Resultados de tensin interfacial, de las muestras seleccionadaspreparadas con US-40 (solvente Mutual)

Nombre del gelEvaluado

TI (dynas/cm)Llanito 97

TI (dynas/cm)Llanito 105

SpectraStar 3000 Ref 1.99 3.34SpectraStar 3000 (2) 1.13 1.08SpectraStar 3000 (3 ) 1.11 1.07SpectraStar 3000 (5) 1.67 43.37SpectraStar 3000 (7) 1.12 1.04SpectraStar 3000 (8) 1.47 1.32

Se observa que todos los fluidos disminuyen considerablemente la tensininterfacial con respecto al fluido de referencia, se obtienen mejores resultados conlos fluidos 2, 3 y 7. El fluido 3 es el que mejores resultados de compatibilidad ytensin interfacial a entregado, es decir, que es el que a tenido el mejorcomportamiento durante todas las pruebas realizadas, pero teniendo en cuentaque las concentraciones de US-40 (solvente mutual) son muy elevadas, laimplementacin de este fluido en campo no es viable ya que encarecesignificativamente el precio de la operacin de fractura; por esta razn el fluido que

finalmente se va a implementar es el 8 ya que la concentracin de solvente mutualempleada es menor y econmicamente es mucho mas viable que el 3 aunqueofrezca los mejores resultados.

3.5 PERFILES REOLGICOS

Se inici realizando la prueba reolgica al fluido de fractura a las condiciones depresin y temperatura para la formacin Mugrosa, obtenindose la curva que sepresenta en el grfico 1. El fluido de fractura al cual se le realizo la evaluacinreolgica, es el que paso todas las pruebas antes mencionadas y se seleccionocomo el mas viable econmicamente, este fluido es referido como Spectra Star3000 (8), las concentraciones de los aditivos estn referidas en el encabezado delgrafico 1.


36/93

21

Grafico 1. Perfil reolgico para la formacin Mugrosa

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 0

: 0 6 : 5

9

0 0

: 1 1 : 5

9

0 0

: 1 6 : 5

9

0 0

: 2 1 : 5

9

0 0

: 2 6 : 5

9

0 0

: 3 8 : 0

0

0 0

: 4 3 : 0

0

0 0

: 4 8 : 0

0

0 0

: 5 3 : 0

0

0 0

: 5 8 : 0

0

0 1

: 1 0 : 0

0

0 1

: 1 5 : 0

0

0 1

: 2 0 : 0

0

0 1

: 2 5 : 0

0

0 1

: 3 7 : 0

0

0 1

: 4 2 : 0

0

0 1

: 4 7 : 0

0

0 1

: 5 2 : 0

0

0 1

: 5 7 : 0

0

0 2

: 0 9 : 0

0

0 2

: 1 4 : 0

0

0 2

: 1 9 : 0

0

0 2

: 2 4 : 0

0

0 2

: 2 9 : 0

0

0 2

: 4 1 : 0

0

0 2

: 4 6 : 0

0

0 2

: 5 1 : 0

0

0 2

: 5 6 : 0

0

0 3

: 0 8 : 0

0

0 3

: 1 3 : 0

0

0 3

: 1 8 : 0

0

0 3

: 2 3 : 0

0

0 3

: 2 8 : 0

0

TIME (min)

V I S C O S I T Y ( C p )

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

T E M P

. ( F ) , S H E A R R A T E ( S e c - 1

)

Visc (cp)Sample Temp (F)Shear Rate (sec-1)

Del grafico anterior se puede observar que no es el adecuado para la formacinMugrosa ya que no cumple con las condiciones preestablecidas y enumeradas enla seccin 2, debido a que su viscosidad inicial es mucho mayor que la requeridateniendo en cuenta las condiciones de profundidad y temperatura. Por esta raznse tomo la determinacin de disminuir la carga polimrica en la formulacin ya

evaluada a un valor de 25 ppt dejando las otras concentraciones tal y como setenan. Disminuir la carga polimrica es un factor muy beneficioso para estetrabajo de investigacin, ya que esto indicara que el residuo dejado por elpolmero en la formacin seria mucho menor y el trabajo de fractura seria muchomas limpio y se causara menos dao a la formacin. El grafico 2 muestra el perfilreolgico para la formacin Mugrosa con la nueva carga polimrica, lasconcentraciones de todos los aditivos que conforma la formulacin de este fluido

API - SPECTRA STAR 3000 @ 130 F LLANITO-"MUGROSA" AGUA (LOCACION) + 0,3 PPT X-CIDE 207 + 2.0 GPT CLAY TREAT- 3C + 2.0 PPT BF-3 + 30 PPT GW-3

+ 2.5 GPT NE-118 + 20 GPT US-40 + 1.5 GPT BF-7L+ 2.0 GPT XLW-56 + 0.25 GPT GBW-12 (66:1).

pH despus de BF-7L = 10.34JULIO 2 DE 2008 ENSAYO: LLAN130.CUS

VORTEX: 24 seg. CORONA: 27 seg. RELEASE: 1:03 min.


37/93

22

de fractura, se pueden observar en la parte superior del grafico, esta formulacines finalmente la optima o seleccionada para la formacin Mugrosa.

Grafico 2. Perfil reolgico optimo para la formacin Mugrosa

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 0 : 0

6 : 5

9

0 0 : 1

0 : 5

9

0 0 : 1

4 : 5

9

0 0 : 1

8 : 5

9

0 0 : 2

2 : 5

9

0 0 : 2

6 : 5

9

0 0 : 3

7 : 0

0

0 0 : 4

1 : 0

0

0 0 : 4

5 : 0

0

0 0 : 4

9 : 0

0

0 0 : 5

3 : 0

0

0 0 : 5

7 : 0

0

0 1 : 0

8 : 0

0

0 1 : 1

2 : 0

0

0 1 : 1

6 : 0

0

0 1 : 2

0 : 0

0

0 1 : 2

4 : 0

0

0 1 : 2

8 : 0

0

0 1 : 3

9 : 0

0

0 1 : 4

3 : 0

0

0 1 : 4

7 : 0

0

0 1 : 5

1 : 0

0

0 1 : 5

5 : 0

0

0 1 : 5

9 : 0

0

0 2 : 1

0 : 0

0

0 2 : 1

4 : 0

0

0 2 : 1

8 : 0

0

0 2 : 2

2 : 0

0

0 2 : 2

6 : 0

0

0 2 : 3

7 : 0

0

TIME (min)

V I S C O S I T Y ( C p

)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

T E M P

. ( F ) , S H E A R

R A T E ( S e c - 1

)

Visc (cp)Sample Temp (F)Shear Rate (sec-1)

El grafico 2 muestra el comportamiento reolgico del fluido de fractura ptimo para

la formacin Mugrosa, puesto que cumple con todos los requerimientos necesariosde viscosidad y rompimiento en el tiempo requerido, como se especifica en laseccin 2, en el grafico 3 se observa el perfil reolgico optimo del fluido de fracturapara la formacin Toro Shale a las condiciones de temperatura y presinrequeridas. En la tabla 18 se encuentran los parmetros preestablecidos para losperfiles reolgicos de los fluidos de fractura ptimos para los futuros trabajos defracturamiento hidrulico de las formaciones Mugrosa y Toro Shale.

API - SPECTRA STAR 2500 @ 130 F LLANITO-"MUGROSA" AGUA (LOCACION) + 0,3 PPT X-CIDE 207 + 2.0 GPT CLAY TREAT- 3C + 2.0 PPT BF-3 + 25 PPT GW-3


pH despus de BF-7L = 10.28JULIO 3 DE 2008 ENSAYO: 25LLAN130.CUS



38/93

23

Grafico 3. Perfil reolgico optimo para la formacin Toro Shale

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 0 : 0

6 : 5

9

0 0 : 1

0 : 5

9

0 0 : 1

4 : 5

9

0 0 : 1

8 : 5

9

0 0 : 2

2 : 5

9

0 0 : 2

6 : 5

9

0 0 : 3

7 : 0

0

0 0 : 4

1 : 0

0

0 0 : 4

5 : 0

0

0 0 : 4

9 : 0

0

0 0 : 5

3 : 0

0

0 0 : 5

7 : 0

0

0 1 : 0

8 : 0

0

0 1 : 1

2 : 0

0

0 1 : 1

6 : 0

0

0 1 : 2

0 : 0

0

0 1 : 2

4 : 0

0

0 1 : 2

8 : 0

0

0 1 : 3

9 : 0

0

0 1 : 4

3 : 0

0

0 1 : 4

7 : 0

0

TIME (min)

V I S C O S I T Y ( C p

)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180200

220

240

260

280

300

T E M P

. ( F ) , S H E A R R A T E ( S e c - 1

)Visc (cp)Sample Temp (F)Shear Rate (sec-1)

Tabla 18. Parmetros preestablecidos para los perfiles Reolgicos de

los fluidos de fractura ptimos para cada formacin.

Nombre delfluido

Viscosidad delgel lineal a

300 rpm [cp]

Viscosidadinicial aprox.

[cp]

Rango de viscosidad[cp] durante

los primeros 30 min.Tiempo de

rompimientoFF optimo para

la formacinMugrosa 24 510 130-160 1 hora 35 min.

FF optimo parala formacinToro Shale

27 800 700-520 1 hora 5 min.

API - SPECTRA STAR 3000 @ 140 F LLANITO-"TORO SHALE" AGUA (LOCACION) + 0,3 PPT X-CIDE 207 + 2.0 GPT CLAY TREAT- 3C + 2.0 PPT BF-3 + 30 PPT GW-3


pH despus de BF-7L = 10.31JULIO 3 DE 2008 ENSAYO: LLAN140.CUS



39/93

24

4. CONCLUSIONES

El fluido de fractura SpectraStar 3000, que fue utilizado en trabajos anteriores enel campo Llanito y que fue tomado como fluido de referencia para este estudio, noes el fluido de fractura optimo debido a que no es compatible 100% con los fluidosde formacin, posee unos valores altos de tensin interfacial y no posee todos losrequisitos reolgicos preestablecidos para la formacin Mugrosa, por lo que tuvo

que ser reemplazado por uno nuevo.

Tabla 19. Formulacin del fluido de fractura antiguo para elCampo Llanito, SpectraStar 3000



Controlador de Arcillas Clay Treat 2 GPTSolucin buffer de baja BF-3 2.0 PPT


Solucin Buffer de alta BF-7L 1.5 GPTReticulador o Crosslinker XLW-56 2.0 GPT

Rompedor enzimtico GBW-12C (66:1) 0.25 GPT

Con base en lo anterior y segn la evaluacin y anlisis realizados, el fluido defractura ptimo para el campo Llanito es el siguiente:

Tabla 20. Formulacin del fluido de fractura ptimo para elCampo Llanito, SpectraStar 2500 formacin Mugrosa





Solvente Mutual US-40 20 GPTSolucin Buffer de alta BF-7L 1.5 GPT

Reticulador o Crosslinker XLW-56 2.0 GPTRompedor enzimtico GBW-12C (66:1) 0.25 GPT


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Tabla 21. Formulacin del fluido de fractura ptimo para elCampo Llanito, SpectraStar 3000 formacin Toro Shale





Solvente Mutual US-40 20 GPTSolucin Buffer de alta BF-7L 1.5 GPT

Reticulador o Crosslinker XLW-56 2.0 GPT

Rompedor enzimtico GBW-12C (66:1) 0.25 GPT

Por los resultados obtenidos en el laboratorio se puede decir que el fluido defractura ptimo es compatible con el crudo de las dos formaciones de inters ymoja las arenas preferencialmente por agua, adems, se logro disminuir losvalores de tensin interfacial que tenia el fluido de referencia los cuales eran de1.99 dynas/cm para la formacin Toro Shale y de 3.34 dynas/cm para la formacinMugrosa hasta valores de 1.12 y 1.04 dynas/cm respectivamente, aunque no fuera

este el fluido seleccionado para realizar los prximos trabajos de fracturamientodebido a que no son econmicamente viables, aun teniendo en cuanta lo anteriorlos resultados de tensin interfacial con los fluidos seleccionados se lograrondisminuir a 1.32 y 1.47 dynas/cm respectivamente.

Los fluidos de fractura ptimos presentan buena apariencia, textura, capacidad desoporte de la carbolita 16/20 y excelentes propiedades reolgicas, puesto que

ambos presentan una viscosidad inicial elevada (510 y 800 para las formacionesMugrosa y Toro Shale respectivamente) tal y como lo exigen los requisitospreestablecidos, estabilidad durante la primera media hora y rompimiento antes de2 horas.


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5. RECOMENDACIONES

Incluir en el procedimiento y metodologa de ensayos de laboratorio para laoptimizacin y anlisis de fluidos de fractura, las pruebas de compatibilidad del gellineal con los fluidos de formacin (crudos) ya que finalmente el desplazamientodel gel con la carbolita se realiza con fluido lineal el cual queda en contacto con lacara de la formacin.

Estudiar detalladamente la relacin costo beneficio, con el fin de determinar laposibilidad de utilizar el fluido que ofrece los mejores resultados para las pruebasde compatibilidad y tensin interfacial, buscando garantizar en un porcentajemucho ms alto, que los trabajos de estimulacin sean lo mas exitosos posible.

No realizar precalentamiento de la celda del remetro, donde se ubica la muestraa evaluar, ya que realmente en la formacin no existen condiciones isotrmicas

sino un aumento gradual de la temperatura hasta llegar al fondo de la formacin.


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21. LESCARBOURA, Jaime A.; SIFFERMAN, Thomas, R. and WAHL, Harry, A.Evaluation of Fracturing Fluid Stability by Using a Heated, Pressurized FlowLoop. En: SPE Journal Paper N 10962, (June, 1984); p. 249-255.

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23. Ibid, p. 6-32

24. Mc-Cabe, M.A.,et al. Applications of a New, Efficient Hydraulic Fracturing FluidSystem. En: SPE Journal, Vol 14, N 2, Paper N 56204, (May, 1999); p.139-143.


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25. Norma API RP 13M: Recommended Practice for the Measurement or ViscousProperties of Completion Fluids ANSI/API: Recommended Practice 13M.Identical to ISO 13503-1:2003 Petroleum and natural gas industries-Completion fluids and materials-Part 1: Measurement of viscous properties ofcompletion fluids, Washington D.C. First edition, July 2004.

26. Norma API RP 39: Recommended Practices on Measuring the ViscousProperties of a Cross-linked Water-based Fracturing Fluid, AmericanPetroleum Institute, Washington D.C. Third Edition, May 1998

27. Norma API RP 42: Laboratory Testing of Surface Active Agents for WellStimulation, Section 1: Emulsion Tests for Characterization of Surface Active

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28. Norma API RP 42: Laboratory Testing of Surface Active Agents for WellStimulation, Section 3: Interfacial Tension and Wettability, American PetroleumInstitute, Washington D.C. Second Edition 1977.

29. NSI TECHNOLOGIES, INC. Hydraulic Fracturing. 3rd edition. Tulsa, Oklahoma:1997. Cap. A. History. p 7-21.

30. Ibid., p. 72-74

31. NSI TECHNOLOGIES, INC, op. cit., Cap. D. Fluid Quality Control. p. 3432. PARKER, M,et al. New Hydraulic Fracturing Fluid Technology Reduces Impact

On the Environment Through Recovery And Reuse. En: SPE Journal. Paper N80590, (March 2003); p. 1

33. ROGERS, Rudy, E; VEATCH Jr, Ralph, W and NOLTE, Kenneth, G. PipeViscosimeter Study of Fracturing Fluid Rheology. En: SPE Journal Paper N10258, (October, 1984); p. 575-581.

34. SAAVEDRA, Nestor, F; ORDOEZ, Anibal, LOZANO, Eduardo. Modelamientopara optimizar el factor de recobro en campos de petrleo maduros reaLlanito. ECOPETROL S.A. Instituto Colombiano del Petrleo, Unidad deInvestigacin, (Diciembre de 2006)

35. SLAHEDDINE, Keti, et al. Nuevas aplicaciones para surfactantesviscoelsticos. En: Oilfield Review, Vol. 16, N 4, (Primavera de 2005); p. 10www.slb.com

36. Ibid., p. 12


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37. SYDANSK, Robert, D and SERIGHT, Randall, S. When and Where Relative

Permeability Modification Water-Shutoff Treatments Can Be Successfully Applied. En: SPE Journal Paper N 99371, (May, 2007); p. 236-247)

38. TAYAL, Akash; KELLY, Robert M. and KHAN, Saad. Viscosity Reduction OfHydraulic Fracturing Fluids Through Enzymatic Hydrolysis. En: SPE Journal,Vol. 2, Paper N 38432, (June 1997); p. 204 205.

39. VIZCAINO BUENO, Heidy Lorena y DORIA CARRASCAL, Linda Malena.Seleccin de pozos, diseo y anlisis econmico para trabajos defracturamiento hidrulico en el Campo Santa Clara (Neiva). Bucaramanga,2007, 271 p. Trabajo de Grado (Ingenieros de Petrleos). UniversidadIndustrial de Santander. Facultad de Ingenieras Fisicoqumicas. Escuela deIngeniera de Petrleos.

40. WELTON, T. D and Van DOMELEN, M. S., High-Viscosity-Yield Acid Systemsfor High-Temperature Stimulation. En: SPE Journal Paper N 98237, (February,2006)

41. YANG, Zhenzhou,et al. Case Study of Fracturing Fluid Optimization for MHF ina Low-Permeability Gas-Field in China. En: SPE Journal Paper N 64773,(November, 2000)


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ANEXO A. UBICACIN GEOGRFICA DEL CAMPO LLANITO YGENERALIDADES

A.1. Localizacin del campo Llanito [34]

El Campo Llanito estn ubicados en la parte Norte de la concesin De Mares, enel departamento de Santander, Cuenca del Valle Medio del Magdalena, al norte dela ciudad de Barrancabermeja. Limitan al norte con el Ro Sogamoso, al sur con la

ciudad de Barrancabermeja, al Este con la Cinaga de San Silvestre y al Oestecon la Cinaga de Llanito como se muestra en la figura A1. En esta figura seobserva el mapa geogrfico en donde se ubica el campo Llanito, respecto a laciudad de Santa fe de Bogot, como la zona sombreada en rojo, ubicado en lacuenca del valle medio del Magdalena. Las zonas sombreadas de verde soncampos aledaos.

Figura A1. Ubicacin Campo Llanito

Fuente: ECOPETROL S.A.


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A.2. Historial de produccin del campo [34]

El rea productiva Llanito - Gala Cardales fue descubierta en los aos 60 por laEmpresa Colombiana de Petrleos y se encuentra localizada en la Cuenca delValle Medio del Magdalena, correspondiente al sector ms Norte del trenproductivo del sistema de fallas de Casabe. El aceite original reportado en laactualidad es de 314 Mbls, a la fecha cuenta con una produccin diaria de 3,796BOPD y 1,2 KPCD de gas, con una produccin acumulada a Diciembre de de

2006 de de 62.77 M Bls de aceite y 75,5 MPC de gas.

Se han perforado alrededor de 105 pozos (61 pozos activos, 37 inactivos, 2abandonados, 4 secos, 1 abastecedor), su explotacin ha sido de tipo primario ytiene como mecanismo de produccin gas en solucin y empuje parcial de agua.Los principales intervalos productivos lo constituyen areniscas de las Zonas B y Cde la Formacin Mugrosa, como segundo objetivo las Zonas A y D de la

Formacin Colorado y Esmeralda-La Paz, respectivamente y un intervalo arenosodel Toro Shale en todos los sectores del rea. La calidad del crudo producidovara entre 17 y 21API y el agua de formacin es de alta salinidad, en promediode 28,000 ppm de Cl-.

La exploracin inici el 19 de Febrero de 1955 con el pozo Llanito-1, el cualperfor las formaciones del grupo calcreo Basal, hasta una profundidad de13,561 pies, sin encontrar manifestaciones de hidrocarburos. A partir de laperforacin del primer pozo y hasta Octubre de 1960, se perforaron siete (7)pozos adicionales, con objetivo terciario (zonas C y B de la Formacin Mugrosa),sin obtener produccin comercial en ellos; dos de estos pozos, Llanito 6 y 8,fueron abandonados como acuferos. En Diciembre de 1960, se termin el pozoLlanito-9, en las zonas D y B, con una produccin inicial de 580 BOPD en flujonatural. Este pozo se considera como descubridor del Campo Llanito.


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Hasta Octubre de 1964 se haban perforado cuarenta y cuatro pozos consideradoscomo parte del primer desarrollo, de los cuales dos fueron secos y tres gasferos.Durante 1977 se termin el pozo Llanito Norte-1, que fue posteriormenteabandonado (seco) definiendo el lmite Norte del rea productora. A partir de 1981se inicia el segundo desarrollo del Campo Llanito con la perforacin de 8 pozosreduciendo el espaciamiento de 120 a 60 acres. Durante este desarrollo seperforan 30 pozos, 28 de los cuales fueron productores.

A finales de 1985 se descubre el Campo Gala, ubicado al sur del Campo Llanito ycuyo desarrollo se completa en 1987 con la perforacin de 9 pozos. Durante 1988se perforan los pozos Cardales-1 y Yuma-1, ubicados en la parte sur del CampoGala. En el primer semestre del ao 2004 se dio inicio a la tercera campaa dedesarrollo del rea, que incluy la perforacin de cinco pozos, con corazonamientoen uno de los pozos de 148 pies, donde se recuperaron 125.5 pies de losintervalos de inters en las zonas B y C de la Formacin Mugrosa; adicionalmente

se adquirieron registros especiales como el de Resonancia Magntica y muestreode fluidos para anlisis PVT, utilizando sensor ptico de fluidos, entre otros, con elobjeto de capturar informacin que me permitiera disminuir la incertidumbre en laidentificacin de zonas petrolferas con baja resistividad.

El rea Llanito-Gala-Cardales continua en la fase de recuperacin primaria y elsistema de levantamiento artificial utilizado es bombeo mecnico. La presinoriginal de yacimiento de la Formacin Mugrosa se estima en 2300 psi a -5200pies BNM para la Zona B y en 2600 psi a -6200 pies BNM para la Zona C. El reano cuenta con una buena historia de presin debido a la ausencia de informacin.En los ltimos pozos se registraron presiones de formacin con la herramientaMDT encontrando que el 80% de las arenas de las Zonas B y C se hallan conpresin original, lo cual indica el alto potencial que existe en el rea.


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Del comportamiento de la produccin por pozo se observa que los yacimientosmuestran un descenso drstico de la presin en los primeros cinco aos deproduccin (tasa de declinacin promedio de 0.026 nominal mensual), con unposterior periodo de estabilizacin (declinacin promedio de 0.012 nominalmensual), con base en lo cual se plantea que el mecanismo de produccinpredominante es una combinacin de gas en solucin y empuje parcial de agua.El punto de burbuja medido en las Zonas B y C vara segn el bloque deproduccin entre 750 psi (Zona B, Gala-9) y 2,240 psi (Zona C, Llanito-12) a

temperatura de yacimiento. La produccin actual de rea es de 3900 Bapd de loscuales 1900 Bapd corresponden al Campo Llanito, 1450 Bapd al campo Gala-Cardales y 550 Bapd al campo Galn.

Figura A2. Divisin por bloques del rea Llanito - Gala - Cardales


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La Figura A2 representa la estructura principal (Zona B Formacin Mugrosa) delos Campos Llanito, Gala y Cardales y los bloques en que se ha dividido el rea.

A.3. Evaluacin Geolgica [34]

La evolucin tectnica del rea de estudio durante el Mesozoico y Cenozoicoinvolucr mltiples estados. Cada uno de estos estados de evolucin secaracteriza por un estilo propio de deformacin y una correspondiente sucesinestratigrfica. A la vez se presenta una intima relacin entre la tectnica y lasedimentacin, la cual tiene importantes implicaciones en la geologa del petrleode la cuenca.

Cuenca extensional de retroarco (Trisico-Jursico): Se desarrollaronsistemas de graben y depsitos continentales representados por laFormacin Girn.

Cuenca Pericratnica (Cretceo Paleoceno). El principal evento es lasubsidencia continua relacionada a la apertura de la cuenca como efectodel evento del megagraben activo. La cuenca se rellen de sedimentosdepositados en ambientes transicionales a marinos someros. La FormacinLisama del Paleoceno representa la regresin final y abandono de losambientes marinos.

Cuenca Antepas (Eoceno Miceno temprano). La cuenca se rellen desedimentos cuya depositacin fue controlada por el levantamiento de laCordillera Central y su vergencia tectnica hacia el Este. A la base de estasecuencia se presenta la discordancia regional del Eoceno y la megasecuencia depositada sobre esta, involucra rocas fluviales de lasformaciones la Paz, Esmeraldas, Mugrosa y Colorado. La principal fuente


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de sedimentos fue la cordillera Central, el Macizo de Santander y lospaleoaltos de La Cira y Cchira.

Cuenca Intramontana (Mioceno). El principal evento tectnico fue laOrogenia Andina. El levantamiento de la Cordillera Oriental signific el iniciode la cuenca Intramontana del Magdalena, limitada al Oeste por laCordillera Central y al Este por el piedemonte occidental de la CordilleraOriental.

Figura A3. Evolucin Tectono-Estratigrafica del valle medio del Magdalena


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La correspondiente mega secuencia es molsica representada por el grupo Real,la cual involucra tres secuencias de segundo orden que representan tres pulsosdel levantamiento. En la Figura A3 se resume el marco geolgico y tectnico de laCuenca del Valle Medio del Magdalena.

A.4. Modelo Estratigrfico [34]

La seccin perforada por los pozos en este campo la conforman rocas del Jura

Trisico de la Formacin Girn, Cretceo de las Formaciones Tambor, RosaBlanca, Paja, Tablazo, Simit, Salto, La Luna, Umir; rocas del Terciario de lasFormaciones Esmeraldas la Paz, Mugrosa, Colorado, Real y Mesa las cualeshacen parte de las formaciones de inters para este estudio.

A.4.1. Descripcin de las formaciones de inters (Terciario)

La mayor parte de la secuencia Terciaria est presente en el rea, los pozoscomienzan la perforacin en superficie sobre la Formacin Mesa la cual estconstituida por arenas y tobas andesticas, las cuales contienen arenas de granogrueso, arcillas, limolitas, conglomerados y piroclastos.

A.4.1.1. Formacin Real (Mioceno)

Constituida por arenisca cuarzosa de grano medio a conglomertico, subangular asubredondeado con intercalaciones arcillosas de colores gris verdoso, rojo yvioleta, parcialmente limosas; existen pequeos lentes de carbn lignticomicropiritoso. En el Campo los pozos comienzan la perforacin en esta formacin,que tiene 2660 pies de espesor aproximadamente.


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A.4.1.2. Formacin Colorado (Mioceno Zona A)

Su tope lo constituye el horizonte la Cira Shale, compuesto por lutita gris verdosa,sublaminar, micromiccea, con inclusiones carbonceas y de pirita. El resto de lasecuencia es predominantemente arenosa con intercalaciones limo-arcillosas. Losintervalos arenosos son de grano medio a fino, de composicin silcea color grisverdoso y regular seleccin. Las arcillolitas son gris clara, amarillas y violetas, coninclusiones de cuarzo. Su espesor aproximado es de 2500 pies.

A.4.1.3. Formacin Mugrosa (Oligoceno Zona B y C)

El tope de la formacin lo determina un paquete de lutita de aproximadamente 200pies de espesor, con abundantes fsiles conocidos como los Fsiles de Mugrosa.Esta formacin se encuentra dividida en dos zonas:

Zona B: se caracteriza por presentar una secuencia limo-arcillosa de coloracionespartas-amarillentas a grises, con intercalaciones de areniscas gris verdosa, degrano fino. La proporcin de la fraccin arenosa aumenta hacia la base. Suespesor promedio es de unos 1400 pies.

Zona C: Compuesta de arenisca gris-verdosa, grano medio a grueso subangular asub-redondeada, matriz arcillosa, regular a pobre seleccin, con delgadasintercalaciones de arcillolita gris verdosa, gris oscura, rojiza y blocosa. Con unespesor promedio de 550 pies.

A.4.1.4. Formacin Esmeraldas-La Paz (Zona D)

Predominan los sedimentos limo-arcillosos de coloraciones de grises a gris clara,con delgadas intercalaciones hacia el tope de areniscas blancas, de grano medio


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a fino, de regular a buena seleccin, con inclusiones de materia orgnica. Espesoraproximado en el rea de 500 pies.

Hacia la base de esta formacin es muy caracterstico en el rea un paquete de280 pies aproximadamente de espesor de lutita llamada el Toro Shale, de colorcrema, silcea, dura, con inclusiones microscpicas de cuarzo hialino; hacia laparte inferior presenta un intervalo de arenisca conglomertica, con importantes

Figura A.4. Columna estratigrfica del valle medio del Magdalena


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ANEXO B. GENERALIDADES SOBRE EL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

B.1. Razones Para Fracturar [39]

Durante las diferentes etapas de la vida productiva de un campo petrolero, se llegaa observar en los pozos en un alto porcentaje, una disminucin de sus potencialesde produccin debido a uno o varios de los siguientes factores: prdida de energadel yacimiento, daos de formacin, desconfiguracin de las reas de drenaje,

conificacin de acuferos, digitacin de acuferos, avances de la capa de gas,desconfiguracin de los modelos de inyeccin - produccin, etc., y es la razn porla cual se debe recurrir al empleo de tcnicas, desarrollo de metodologas,implementacin de soluciones tecnolgicas y anlisis del comportamiento de lospozos que permitan generar recomendaciones sobre como optimizar la produccinde estos y del campo productor con la mayor probabilidad de xito.

Adicionalmente, durante este proceso se debe generar un balance entre los costos

de los trabajos y las ganancias generadas, de tal manera que haga que lasrecomendaciones sean econmicamente rentables para los inversionistas.

A nivel de ECOPETROL se han realizado muy pocos trabajos de fracturamientohidrulico (menos del cinco por ciento), mientras que a nivel mundial estatecnologa es ampliamente utilizada con cifras cercanas al 90% de los pozosperforados. Lo anterior ha sido debido a que no exista una cultura defracturamiento, escasa informacin, bajo conocimiento y confianza en estatecnologa. Los resultados obtenidos en ese entonces, aunque lograron aumentosde produccin, no tuvieron la continuidad requerida y los resultados quepermitieran maximizar la productividad, la rentabilidad de los campos y lamasificacin de la tecnologa.


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Actualmente, se cuenta con una mejor tecnologa y metodologas para realizarmuy buenos trabajos de fracturamiento hidrulico convencionales y especiales quenos ayudan a solucionar una gama de problemas mucho ms amplia (como elproblema de control de arenas). La experiencia ha mostrado que las ultimasmejoras que han tenido los trabajos de fracturamiento hidrulico como alternativatecnolgica han permitido lograr resultados tcnica y econmicamente exitososhaciendo que otros campos dirijan su atencin e inters hacia esta tcnica.

Vale la pena mencionar que una de las conclusiones del primer foro deFracturamiento Hidrulico en Colombia realizado en el ICP en el ao 2005 con laparticipacin de Empresas operadoras y de servicios de Colombia fue: TODOSLOS POZOS SON INICIALMENTE CANDIDATOS PARA FRACTURAR, LOIMPORTANTE ES DETERMINAR CUALES NO LO SON.

B.2. Descripcin de los principales motivos para fracturar

A continuacin se listan algunas razones por las cuales el fracturamientohidrulico se ha convertido en uno de los mtodos de estimulacin preferidos paraincrementar la produccin o aumentar la inyectividad de un pozo:

B.2.1. Sobrepaso del dao de formacin

Al realizar la fractura hidrulica se mejora la conexin entre el pozo y el yacimientocreando un canal de alta conductividad que permita incrementar la produccin(acelerar o incorporar reservas) y mejorar la economa del pozo incrementando suVPN.


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B.2.2. Arenamiento

Los ltimos avances tecnolgicos han permitido desarrollar trabajos defracturamiento hidrulico tipo Screnless , cuya funcin ha sido mejorar laproductividad de los pozos y solucionar el problema de control de arenas en losmismos, lo cual se ha cumplido exitosamente.

B.2.3. Aumento del rgimen de produccin

Asumiendo que un pozo tiene petrleo y gas en una cantidad econmicamenteatractiva y suficiente presin de yacimiento para fluir hacia las fracturas, laestimulacin generalmente incrementa su produccin y el retorno de la inversinse hace ms rpido, pues las reservas son recuperadas en un breve periodo detiempo. Los pozos nuevos que son fracturados casi siempre responden en primerainstancia con un aumento de la produccin de varios cientos de veces superior al

ensayo inicial. Los pozos viejos en bombeo generalmente responden conincrementos de 5 a 10 veces en produccin donde an existe adecuada presinde yacimiento. Estos datos no tienen la ltima palabra, ya que a medida que seintroduzcan nuevas tcnicas de tratamiento para producir fracturas ms extensasy con mayor conductividad, se obtendrn considerables aumentos en laproduccin.

B.2.4. Mejoras en el recobro final

Los factores que juegan un papel importante en la recuperacin final dehidrocarburos, son el econmico y el referente al rea de drenaje. Gracias alfracturamiento hidrulico es posible extender el tiempo antes de llegar al lmiteeconmico, lo cual permite que la recuperacin final de un pozo sea incrementada.Si no fuera por las tcnicas de estimulacin de acidificacin y fractura, muchos


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pozos nunca llegaran a ser comercialmente productivos. La eficiencia del drenajedecrece naturalmente con las distancias, es obvio que al extender los canales deflujo en la formacin permitir que ms hidrocarburo alcance el borde de pozo.

B.2.5. Mejor uso de la energa del yacimiento

Una perdida notable de presin en la cara de la formacin puede causar laconificacin de agua o gas en el borde del pozo. Disminuyendo la presin de la

formacin a valores permitidos o deseables de produccin, las fracturas puedenreducir o eliminar tales problemas y resulta un mejor empl

fluido de fractura

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