Fracturamiento Ácido

1890

En artículos anteriores estaban enfocados a fracturas con agente de sostén, principalmente para areniscas, pero también para algunas dolomitas, y calcitas (limestone, chalk). En este artículo hablaremos de fracturas en rocas carbonatos (dolomite, limestone, chalk) donde se utiliza ácido para disolver canales en las caras de la fractura. Estos canales hacen que la fractura no se cierre completamente, y guarda una cierta conductividad. Entonces no es necesario el uso de agente de sostén.

El  fracturamiento  ácido  es  un  proceso  de  estimulación  de  pozos  en  el  cual  el  ácido, generalmente  ácido  clorhídrico,  es  inyectado  a  la  formación  carbonatada  a una presión suficiente  para  fracturar  la  misma  o abrir fracturas naturales existente.  El ácido fluye a lo largo de la fractura de una manera no uniforme disolviendo la roca en la cara de la misma, la longitud  de  fractura  depende  del  volumen  de  ácido, el ritmo de reacción de este y de las pérdidas de filtrado en la formación.

Una fractura ácida es una fractura hidráulica, no se debe confundirla con un tratamiento matricial. Como es una fractura hidráulica se inyecta por encima de la presión de fractura, rompiendo la formación con el objetivo de crear una fractura conductiva con una longitud suficiente para permitir el drenaje eficiente del reservorio.  Este tipo de fractura es reservado a formación de carbonatos: caliza o dolomita. Como estas formaciones no son completamente homogéneas si se hace fluir ácido sobre las caras de la fractura, no disolverá toda la superficie de la misma manera. Entonces se podrá ver como canales grabados (etched) en la superficie. Estos canales son los que harán que cuando se cierre la fractura las dos caras no se apoyarán del todo una sobre la otra, y habrá conductividad.

La longitud y el grabado de la fractura dependerán del tipo de ácido utilizado. Si el ácido se consume rápidamente, debido a una alta velocidad de reacción, no llegará “vivo” al fondo de la fractura hidráulicamente creada, y esta parte se cerrará nuevamente. También dependerá de la perdida de fluido. Las formaciones calizas y dolomitas son generalmente formaciones fisuradas, lo que incrementa tremendamente las pérdidas de fluido, y el ácido no llega al fondo de la fractura. Se dice ácido vivo por un ácido que tiene poder de disolución. una vez que ha perdido este poder por haber disuelto material soluble (roca o otro) lo llamamos ácido gastado.

Definición de candidatos

No todas las formaciones de carbonatos son candidatas. Una condición es que sean carbonatos relativamente limpios. Si contienen demasiado impurezas (<70% de solubilidad en HCl) estas impedirán que las caras se graban correctamente y liberaran demasiado material insoluble que después taponará los canales. En los carbonatos muy blandos (tiza, “chalk”), como las tizas, la roca no tiene suficiente resistencia a la compresión para soportar los esfuerzos y una vez disipada la presión de fractura las dos caras se aplasten una sobre la otra sin casi dejar conductividad. En estos casos es recomendable fracturar con la inclusión de altas concentraciones de agente de sostén.

En algunos carbonatos hay posibilidad de elegir entre una fractura ácida o una fractura con agente de sostén. Cada técnica tiene sus ventajas y desventajas. Los reservorios carbonatos de baja permeabilidad pueden necesitar agente de sostén debido a la limitación de la longitud de la fractura grabada.

Ácido versus Agente de Sostén

Una fractura ácida es operativamente más sencilla hacer que una fractura con agente de sostén, debido a que necesita menos equipamiento. No hay riesgo de arenamiento y siempre se podrá finalizar la operación. Pero puede ser más fácil asegurar la calidad de una fractura con agente de sostén. En los carbonatos es muy difícil controlar el filtrado porque son generalmente reservorios fisurados o fracturados. Los aditivos para controlar el filtrado tienen una eficiencia limitada ya que el ácido disuelve la matriz que es el soporte de los mismos, dejándolos nuevamente en solución.

Las fracturas ácidas son limitadas a ciertos carbonatos cuando las fracturas con agente de sostén pueden ser utilizadas en cualquier tipo de formación. El ácido, si es utilizado solo, no deja polímeros en la fractura, y por lo tanto no habrá daño residual lo que implica una mejor conductividad. Como el ácido disuelve la matriz, en la cercanía del pozo disolverá la zona de tortuosidades dejando una buena conexión pozo formación.

La longitud de las fracturas ácidas es generalmente corta en comparación de una fractura con agente de sostén por el alto valor de pérdida de fluido. Este puede ser un punto negativo en ciertos yacimientos de gas de baja permeabilidad donde se necesita largas fracturas conductivas. Un tema a considerar es que la longitud efectiva de la fractura grabada (etched) por el ácido es limitada por la distancia por la cual este puede viajar entre las caras de la fractura grabándolas correctamente antes de ser demasiado gastado.

Conductividad y Longitud

La conductividad y la penetración de las fracturas ácidas son gobernadas por muchos factores. Entender estos factores y como se interrelacionan es necesario cuando se considera una estimulación por fractura ácida. El objetivo es generar una fractura grabada la más larga posible. Para esto se deberá elegir el tipo de ácido a utilizar. El ácido clorhídrico reacciona rápidamente, y más aun en un pozo profundo con alta temperatura. En este caso se deberá utilizar otro tipo de ácido como los ácidos acético, cítrico, o mezcla de ácidos. De ninguna manera se podrá emplear ácido fluorídrico ya que formaría precipitados en la formación taponando todo.

Si la formación tiene un alto valor de solubilidad el volumen disuelto será grande pero en una corta distancia. En esta zona el ancho será grande pero a cerrarse la fractura si no hay un buen grabado de canales, no resultará necesariamente en una fractura de alta conductividad. Para retardar la velocidad de reacción, en lugar de cambiar el tipo de ácido o además de cambiarlo, se puede utilizar aditivos como son ciertos surfactantes que forman una película sobre la roca dificultando su contacto al ácido. Hoy se trata de evitar estos aditivos y se prefiere gelificar el ácido. A ser gelificado el movimiento de las moléculas dentro de la masa de fluido es más lento, y la velocidad de reacción también. Se necesita longitud, pero longitud con buena conductividad. Esta dependerá en forma directa del ancho después del cierre de la fractura. El ancho es en parte función del volumen de roca disuelta, pero también del esfuerzo de confinamiento y la dureza de la roca. Entonces no necesariamente porque se disolvió más roca se obtendrá una mejor conductividad. La forma del grabado es importante. Desgraciadamente hoy no se sabe bien cual es la forma del grabado y ningún de los simuladores comerciales es confiable. Una buena razón es que el fenómeno no es bien entendido, y por lo tanto no se puede desarrollar un modelo matemático. Por experiencia se sabe que cada roca tendrá su propia respuesta. Si la roca es demasiado homogénea el grabado será homogéneo y casi sin canales. Por esta razón en formaciones demasiado blandas (tizas), y a veces en formaciones no tan blandas, es mejor fracturar con agente de sostén. Una solución es utilizar ácido gelificado como fluido de transporte para el agente de sostén.

Elección del Fluido

En Tabla 1 se ve diferentes tipos de ácidos y su poder de disolución en libras de carbonato de calcio disuelto por 1000 galones de ácido. Se ve que el poder de disolución del ácido clorhídrico es unas dos veces el del ácido fórmico, y 3 a 4 veces el del ácido acético. O sea si se utiliza ácido acético se debe inyectar volumen mucho más grande que con ácido clorhídrico para disolver un mismo volumen. La forma del grabado no será la misma.

Tabla 1. Tipos de ácidos

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El poder de disolución de los ácidos orgánicos es mucho menor. Fueron utilizados con el HCl para dar un cierto grado de retardación, creando conductividad más profundo dentro de la formación. Las concentraciones de uso son:

-Ácido fórmico < 9%
-Ácido acético < 10%
A mayores concentraciones, cuando se gaste pueden precipitar altas concentraciones de sales de calcio en la formación. Se recomiende energizar el ácido con CO2 para limpiar rápidamente el pozo. Dependiente de la temperatura del reservorio y de la concentración los ácidos orgánicos se gastan hasta un cierto punto y nada más. La solución guarda un pH muy bajo. El HCl se gasta completamente a cualquier temperatura. El efecto de mayor temperaturas sobre los ácidos orgánicos es de disminuir la reactividad en los reservorios carbonatos.

Mecanismo de Fractura Ácida

Además de los principios fundamentales de fracturación, para las fracturas ácidas se deben tomar en cuenta algunas consideraciones adicionales. Estas consideraciones implican cálculos especiales para el leakoff del ácido, la velocidad de reacción con la roca, y el transporte en 3D del ácido dentro de la fractura.

Uno de los problemas de las fracturas ácidas son los altos valores de filtrado (o leakoff).
El mismo ácido va generar la formación de canales cada vez más grandes perpendiculares a la cara de la fractura, como también ensanchará las fisuras naturales. Entonces el filtrado será cada vez más importante. En consecuencias los reductores de filtrado deben ser partículas de tamaño mucho mayor que para una fractura en arenisca donde se quiere tapar las gargantas porales. En fracturas ácidas se utilizan materiales como sílice malla 100. Tiene el inconveniente de ser un material insoluble. Las perdidas de fluidos ácidos pueden resultar en muy bajas eficiencias del fluido de hasta 5%. La superficie de perdida se incrementa mucho a medida que se desarrolla los wormholes y que se agrandan las fisuras naturales. Esto resulta en dificultades para mantener la presión de fractura.

En la Figura 1 vemos un “wormhole” que fue hecho en laboratorio inyectando un cierto volumen de ácido en una muestra de caliza. Después el ácido fue desplazado por una resina que lleno el espacio creado por el carbonato disuelto. Después que la resina endureció se puso la muestra en ácido para disolverla completamente y poder observar el wormhole. Este es el tipo de canales que se forman perpendiculares a la cara de la fractura. Pueden penetrar varios pies dentro del reservorio. Son la consecuencia de un ensanchamiento selectivo de los poros más grandes a medida que la roca reacciona con el ácido. El crecimiento del wormhole se para cuando no hay más ácido “vivo” en su punta. Estos fenómenos no son todavía simulados de manera fehacientes por ninguno de los simuladores utilizados por la compañías de fractura, mismo si dicen que lo hacen. O sea el diseño dependerá mucho de la experiencia del ingeniero responsable.

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Figura 1. Desarrollo de un Wormhole

Control del Leakoff

Hay varias técnicas para limitar el efecto del leakoff. Una de las soluciones es iniciar la fractura con un gel polimérico convencional para que el mismo polímero entre y tapona las fisuras. Detrás del gel se bombea el ácido. Partiendo del mismo principio se alterne bacheos de geles y de ácido, por ejemplo 1000 galones de gel seguidos de 1000 galones de ácido, y así sucesivamente haciendo varias etapas según la longitud deseada. Además el ácido se canalice (fingering) dentro del gel permitiéndole una mayor penetración del ácido vivo dentro de la fractura.

También por su viscosidad, el gel genera mucha perdida de presión en los wormholes que penetra. Y así impide la penetración del ácido. Otra técnica cada vez más utilizada es el ácido gelificado. Hay nuevos productos con los cuales el ácido gelifica a ciertos valores del pH de la solución entre el pH del ácido vivo y el pH del ácido gastado. Este permite que a medida que el ácido se gasta se incrementa su viscosidad tapando los wormholes y fisuras. A medida que siga subiendo lentamente el pH la solución pierde nuevamente su viscosidad y el pozo puede ser producido.

Otros materiales para reducir el leak-off son:
Polímeros hinchables: esta técnica es utilizada con éxito limitado. Estos polímeros no se disuelven completamente en ácido, pero forman partículas que bloquean los wormholes en el comienzo del tratamiento.
Resinas solubles: se necesite concentraciones muy altas, +/- 200 lb/1000 gal, por lo cual limita su uso.

Efectos durante el Fracturamiento Ácido

Canalización por viscosidad (fingering)

Otra ventaja de utilizar bacheo de gel polimérico y de ácido es el efecto de canalización de un fluido de baja viscosidad dentro de un fluido de mayor viscosidad. Se inyecta un gel viscoso y detrás se inyecta ácido (que no es viscoso) de manera que este se canalice dentro del gel y puede ir más lejos dentro de la formación. También la pérdida de fluido es menor ya que el ácido está menos en contacto con la cara de la fractura en toda su longitud. Los geles deben ser resistentes al ácido y por lo tanto no son guar ya que estos trabajan a pH altos, y se rompe a pH bajos.

Enfriamiento (Cooldown)

La velocidad de reacción de todos los ácidos es función de la temperatura. En formaciones profundas con altas temperaturas es necesario enfriar la roca. Por ese motivo se inicia generalmente la fractura con un fluido no ácido que tiene dos funciones: abrir la fractura y enfriar la formación. El enfriamiento no tiene efecto muy adentro de la formación ya que la superficie de contacto del fluido sobre las caras de la fractura es tan grande que el fluido se calienta rápidamente.

El aspecto más importante para el enfriamiento es la invasión de la porosidad primaría. Inyectar un gran volumen de fluido frío en un sistema de fisuras naturales no permitirá obtener una disminución notable de la temperatura de la roca entre las fisuras. En la mayoría de los casos la temperatura en el pozo frente a los punzados se estabiliza rápidamente en un valor ligeramente por encima de la temperatura de superficie (10  a 30°F por encima de la temperatura de superficie), o sea el fluido llega frío a los punzados y su calentamiento se hace dentro del cuerpo de la fractura.