Jornadas de Producción 2008 – Comodoro Rivadavia FLUIDO VISCOELASTICO Por Dario Hideg - BJ Services Company Jornadas de Producción IAPG 2008 Comodoro Rivadavia

Jornadas de Producción 2008 – Comodoro Rivadavia

FLUIDO VISCOELASTICO

FLUIDO VISCOELASTICO

Por Dario Hideg - BJ Services Company

Jornadas de Producción IAPG 2008Comodoro Rivadavia - Argentina

Agosto 21 – 22, 2008


Viscoelástico - AniónicoViscoelástico - Aniónico


Geles ViscoelásticosGeles Viscoelásticos

• Se basan en la Concentración Miscelar de Cationes, Balance Hidrofílico - Lipofílico y el Número de Agregación para producir micelas 3D

• Requieren un Surfactante y un Ion Opuesto• Fluidos que adelgazan por Corte, Baja Fricción

• Debido al alineamiento de las Micelas en la dirección del Flujo a altas velocidades de corte

• Rompimiento limpio sin residuos en presencia de Hidrocarburos, Alcoholes, Glicoles y Acidos


Comportamiento del Gel Viscoelástico

0.1 1 10 100 1000 Shear Rate (sec -1)

Vis

cosi

ty (

pois

e)

100

10

1

0.1

Newtonian-Silicone Oil

Non-Newtonian-Fluid

Viscoso

Viscoelástico


ViscoelasticidadViscoelasticidad

Gel 3D

Surfactantes monómeros

Aumento de concentración

O adición de aditivos

Micela

Aumento de concentración

Ruptura al

contactar petróleo,

condensado,

dilución,etc.

Cabeza hidrofílica

Cola hidrofóbica

Molécula Surfactante

Encima del CMC

Super

posic

ión p

or

encim

a de

la

conc

entra

ción

Micela como gusano(“polímero viviente”)


Sistema Surfactante Viscoelástico

Sistema Surfactante Viscoelástico

Sistema con dos componentes:

SURFACTANTE + Contador de Iones

Para :

Surfactante Catiónico + Anión (cloruros,…)

ó

Surfactante Aniónico + Catión (K, NH4,….)


Gel ViscoelásticoGel Viscoelástico

• Ruptura limpia, sin residuo, en la presencia de hidrocaburos, alcoholes, glicoles y ácidos

• Acuohumecta la formación• Dispersa Asfaltenos• Suspensión del agente de sostén casi

perfecta• Baja presión de fricción + Fluido más denso


Gel ViscoelásticoGel Viscoelástico

• Reduce requerimiento de HHP entre un 25 y 35%

• 2 mecanismos internos adicionales de ruptura, aplicables para pozos de agua y gas

• Estable hasta 260 F• Compatible con sales hasta un 20% para

mejor estabilización de arcillas


FLUIDOS DE FRACTURA, FUNCIONES Y PROPIEDADES (SPE 37359)



• Viscoso, para iniciar y propagar la fractura.Viscoso, para iniciar y propagar la fractura.• No viscoso, para ser fácil de manejar en No viscoso, para ser fácil de manejar en

superficie.superficie.• Viscoso, para transportar el agente de Viscoso, para transportar el agente de

sostén al pozo.sostén al pozo.• No viscoso, para minimizar la fricción No viscoso, para minimizar la fricción

tubular.tubular.



• Viscoso, para llevar el agente de sostén Viscoso, para llevar el agente de sostén dentro de la fractura.dentro de la fractura.

• Viscoso, para prevenir la decantación de Viscoso, para prevenir la decantación de agente de sostén hacia el fondo de la agente de sostén hacia el fondo de la fractura.fractura.

• Viscoso, para minimizar pérdidas de fluido.Viscoso, para minimizar pérdidas de fluido.• No Viscoso, para facilitar su recuperación No Viscoso, para facilitar su recuperación

y limpieza.y limpieza.


Viscosidad AparenteViscosidad Aparente

n’(Indice de

consistencia)

k’(Indice de

comportamiento de flujo)

Viscosidad

Aparente [cps]

0.4 0.0875 458

0.6 0.0418 458

0.8 0.0300 458

Fluidos Viscoelásticos n’ > 0.1 a 0.5K’ > 0.1 a 1.0

Fluidos Poliméricos XL

n’ > 0.5 a 0.8K’ > 0.001 a 0.1

Fluidos Base Oil n’ > 0.5 a 0.9K’ > 0.001 a 0.1

El AGUA tiene :n’ = 1 Alta presión de fricción.k’ = 0.00002 Pobre capacidad de transporte.


Reología de Fluido Viscoelástico


Fluid Type

ProppantType

Temperature F

Viscosity @ 40 sec-1 - CPS

Settling RateFeet/min.

EFAS 3% 16-20 Ceramic 150 655 0.066

EFAS 3% 20-40 Bauxite 150 655 0.084

BCL Guar - 35 PPT

16-20 Ceramic 150 850 0.762

BCL Guar - 35 PPT

20-40 Bauxite 150 850 0.732

Phosphate Ester – 1%

16-20 Ceramic 150 780 0.144

Phosphate Ester – 1%

20-40 Bauxite 150 780 0.156

LP Guar – 20 PPT 16-20 Ceramic 150 835 1.561

LP Guar - 25 PPT 16-20 Ceramic 150 985 0.323

Static settling test showing that EFAS have superior suspending properties than other Fracturing fluids even though its viscosity is slightly lower.

EFAS: Environmentally Friendly Anionic Surfactant

Comparación de velocidad de decantación del agente de sostén para distintos fluidos


VES Mezcla de 4 HorasFluido de VES-Fluido Después

Fracturamiento + Arena

4 ppa 8 ppa4 ppa 8 ppa

Carlos Castro


3 1/2" TBG, 1000 FT

100

1000

10000

1.0000 0.1000 0.0100 0.0010 0.0001

K'

Fri

cti

on

Pre

ss

ure

,PS

I

N'=0.2

N'=0.4

N'=0.6

N'=0.8

ZONA IDEAL Baja Fricción

& Buena Suspensión

Presión de Fricción


EFAS – Propiedades de Baja FricciónEFAS – Propiedades de Baja FricciónPressure Drop Vs. Flow rate

(0.43" tube & Length = 5 feet Long)

0

10

20

30

40

50

60

70

0 5 10 15 20 25 30 35

Flow rate( gpm)P

res

su

re d

rop

(ps

i)

Water

2% EFAS

3% EFAS

4% EFAS

Comparing A & B vs. C & D shows that EFAS gel produce 50 % less friction than water and comparing E vs. F shows that EFAS produce pumping rates 60% higher than water for equivalent pressure (5000 PSI).

See the shear thinning property of EFAS gel, increasing the rate slightly affect friction pressures, on the other hand with water, friction pressures increase drastically.


Requerimiento de Viscosidad para Fracturar con Viscoelástico

Requerimiento de Viscosidad para Fracturar con Viscoelástico

100 - 200 cps @ 40 sec-1 , debido al bajo n’ y al alto k’, mientras que el requerimiento para otros fluidos es de 400 a 800 cps.

Suficiente viscosidad @ 300 sec-1 para propósitos de Leak-off para control de la eficiencia del fluido. La eficiencia del fluido se puede mejorar con :

– Almidón biodegradable– Aditivo para control de agua


Daño en el pack de fractura

• Invasión por Leakoff a las caras de la fractura: 10% a 30% de daño

• Daño en la formación debido a cambio en el pH, baja concentración de sal, tensión superficial y depósitos orgánicos debido a los efectos de enfriamiento

• Pack de la fractura con polímero concentrado: 15% a 60 % de daño


Propiedades Adicionales Requeridas para Prevenir Daño a la Formación

• Suficiente KCl + del 5%• Para prevenir la hidratación y dispersión de arcillas.

• pH cercano al de la formación• Para reducir el cambio catiónico.• Para prevenir la hidratación de arcillas.

• Acuohumectar la formación• Para una mejor y mayor producción.

• Baja tensión superficial• Para prevenir bloqueos por agua.

• Prevenir emulsiones • Para mejorar la producción.


Ruptores de fluidos de fractura

• El principal objetivo está en el pack de fractura !!

•Romper el fluido después de terminado el tratamiento.

•Destruir el daño del filter cake.

•Remover el residuo de gel del pack de fractura.

•Maximizar la conductividad de la fractura.

Broken Low Polymer Frac Fluid


COMPORTAMIENTO - VESCOMPORTAMIENTO - VES

VES - va a producir FIS como cualquier otro fluido, pero en menor grado.

La baja tensión superficial también reducirá el FIS en las caras de la fractura, pero el FIS existe y está.


VES – Mecanismo de rupturaVES – Mecanismo de ruptura

• Sistema con Potasio– Hidrocarburos– Dilución– SurfactantesCambio de pH Cambio de pH

• Sistema con Amonio– Hidrocarburos– Dilución– SurfactantesCambio de pHCambio de pHNHNH33 evaporación evaporación

Solamente aplicable a Surfactante Aniónico


EFECTO DE RUPTURAEFECTO DE RUPTURA




COMPORTAMIENTO - VES



El flujo de petróleo / Gas rompe la estructura del gel que no fue removida durante el proceso de limpieza inicial y la alta volatilidad del amonio hará que se evapore por el calentamiento y la presión diferencial, rompiendo el balance Surfactante – Contador de cationes rompiendo completamente el gel.


VAPORIZACION DEL AMONIO EN EL FLUJO DE GAS


Mayor longitud efectiva de fractura, mayor respuesta de producción de manera temprana y mejor recuperación de petróleo / gas.

Longitud efectiva de fractura

VAPORIZACION DEL AMONIO EN EL FLUJO DE GAS


Elastra Frac con Sales de PotasioElastra Frac con Sales de Potasio• 10 - 12 % KCl + KOH ó BF-7L

– Desde pH 7.5 a 8.5 – lower > Buena viscosidad

• 6 - 7.0 % KF+ KOH ó BF-7L– Desde pH 8.0 a 9.5 – higher > Buena viscosidad

• 12 - 15 % KH2PO4 + 4% - 7% KOH– Desde pH 6.5 a 9.0 – pH 8.5 higher > buena viscosidad

• Fosfonato Potásico Mono-Básico

• 17 – 19 % K2HPO4

– pH 8.2 a 8.7 – pH 8.5 higher > Buena viscosidad• Fosfonato Potásico Di-Basico, también funciona en

rango de pH 6.5 a 9 en combinación con KOH


ElastraFrac con Sales de AmonioElastraFrac con Sales de Amonio

• 5 - 6 % NH4Cl + KOH– Desde pH 7.0 a 9.0

• 2.5 - 3.0 % ABF + KOH– Desde pH 7.0 a 9.0

• 8 - 9 % DAP (Di-Basic Ammonium Phosphate) + 4% - 6% KOH– Desde pH 7.0 a 10.0

• El pH recomendado para todos los sistemas 8.5, en el momento de testearse con MonoEtanolAmina como buffer para prevenir la interferencia con el K (Potasio)


AplicacionesAplicaciones• Pozo bueno (alta k, skin), Frac Pack, o

donde conductividad es crítica• Pozo con problemas de producción de

agua (ConformFrac Technique)• Pozo profundo con pequeño tubing –

fricción problemática• Tratamiento de FraCT (Fracturamiento con

Coiled Tubing)• Re-fracturamientos


• Operativamente es simple• No necesita hidratación de Polímero• No necesita Bactericida• No necesita crosslinker• No necesita ruptor

Ventajas - ViscoelásticoVentajas - Viscoelástico


• No contiene ningún polímero ( >100% permeabilidad retenida)

• VES - Surfactante Aniónico• Excelente transporte de agente de

sostén• Rompe limpio en contacto con petróleo,

dilución con agua, o cambio de pH• Controlar la producción de agua• Baja fricción tubular• Excelente para frac packs• Dispersión de asfaltenos

Resumen ViscoelásticoResumen Viscoelástico


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Dario HidegProject Engineer Sr.

Agosto 21, 2008 – Comodoro RivadaviaPatagonia Argentina

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