¿Cuál es el mejor reductor de fricción? Necesitas resolverlo tú mismo

May 12, 2023

Se espera que los reductores de fricción desempeñen un papel fundamental en la fracturación, algunos mejores que otros.

Los productores de esquisto se están dando cuenta tardíamente de que hay muchas variables que pueden alterar el rendimiento de estos productos químicos utilizados para reducir la energía necesaria para fracturar hidráulicamente un yacimiento y, en dosis más altas, para espesar el fluido, lo que hace posible entregar apuntalante de manera más eficiente.

Hay pozos que pueden justificar pagar más por un reductor de fricción formulado para resistir desafíos químicos difíciles y otros que no.

Pero no hay una guía que describa cómo funcionan estos aditivos clave. Aquellos que realizan evaluaciones se darán cuenta de que muchos detalles sobre los reductores de fricción son propietarios y ningún estándar de la industria brinda orientación sobre la información necesaria para evaluar a fondo su compatibilidad con las condiciones del yacimiento.

"No ha habido un método realmente bueno para evaluar cuantitativamente los reductores de fricción y lo que hacen", dijo Paul Carman, asesor de fluidos de terminación de ConocoPhillips, quien no ha descubierto cuál podría ser ese método.

Recientemente, Occidental Petroleum intentó responder a la pregunta con un artículo que analiza su evaluación del rendimiento del reductor de fricción.

No es una respuesta corta. El documento entregado en la Conferencia de tecnología de recursos no convencionales (URTeC) no ofrece los nombres de los productos probados, cuántos se probaron en cualquier etapa del proceso o detalles que puedan identificar a los mejores (URTeC 5249).

Quienes profundicen más y pregunten a los expertos en fracturamiento aprenderán que el mejor reductor de fricción dependerá del trabajo. Y se requiere dinero, tiempo e investigación para recopilar los datos necesarios para tomar decisiones informadas.

Cuando Occidental comenzó a trabajar en un sistema para evaluar los reductores de fricción, descubrieron que se había escrito poco sobre cómo hacerlo, dijo Nancy Zakhour, directora de diseño de pozos de Occidental y coautora del artículo.

Hubo un documento general de Shell sobre evaluación química de pozos, pero poco más. Eso muestra cómo las compañías petroleras han llegado a depender de otros para realizar pruebas de rendimiento.

El negocio del esquisto no ha mostrado mucho interés en el rendimiento químico hasta hace poco. Se ha prestado mayor atención a los muchos detalles que pueden mejorar gradualmente el rendimiento de los pozos de esquisto ya la investigación que muestra cómo los reductores de fricción funcionan mal debido a las reacciones químicas en algunos pozos.

Estos no son los únicos aditivos que pueden verse afectados por reacciones químicas durante y después de la fracturación. Pero los reductores de fricción han captado la mayor parte de la atención porque realizan un par de trabajos importantes.

"Los HVFR sacan lo mejor de los reductores de fricción regulares y los fluidos gelificados en un sistema único y limpio", dijo Zakhour.

Occidental eligió los productos químicos para las pruebas de laboratorio haciendo su propio trabajo preliminar y construyendo una base de datos. Luego contrató a un laboratorio independiente para realizar pruebas que desarrolló con el asesoramiento de un químico del personal. La última prueba se basó en el desempeño de la fracturación, que se midió de varias maneras en relación con el tiempo y el costo necesarios para fracturar efectivamente una etapa y la productividad de esa sección.

Occidental creó su propio método porque las grandes compañías petroleras abandonaron el negocio de la evaluación química hace décadas cuando comenzaron a depender de los proveedores para las pruebas y el asesoramiento.

Esa relación ha ido cambiando en los últimos años. En primer lugar, algunas empresas en el negocio del esquisto dejaron de depender de las empresas de bombeo a presión para el suministro de productos químicos y comenzaron a comprar directamente.

Las empresas que primero tomaron el control de la compra de productos químicos para reducir los costos ahora se enfrentan a la pregunta: según el rendimiento, ¿cuál es el mejor valor? Cuando Occidental comenzó a construir su base de datos de evaluación, decidió no depender únicamente de la información del proveedor.

El objetivo del proceso era eliminar cualquier sesgo pagando a un laboratorio independiente para que realizara las pruebas que había elegido, dijo Zakhour.

La creación de una base de datos de rendimiento químico utilizando la información del proveedor destaca el hecho de que la información que se ofrece varía. Algunos detalles no se divulgan porque se consideran de propiedad exclusiva.

Los ingredientes a menudo no se enumeran y la información de rendimiento que se ofrece varía en cantidad y calidad. Los datos necesarios para las comparaciones de rendimiento de manzanas con manzanas simplemente no estaban disponibles, dijo Zakhour.

Los que están del lado de la oferta también ven la divulgación selectiva de datos. "Es difícil comparar datos" de diferentes proveedores, dijo Brian Price, vicepresidente de tecnología de Rockwater Energy Solutions.

Por otro lado, no existe un estándar de la industria que guíe a los proveedores en las pruebas. Y la última prueba es cómo funciona el reductor de fricción durante la fracturación, lo que requiere conocer muchos detalles sobre el diseño de la fractura y el pozo. Ese no es el tipo de información detallada que los operadores probablemente hagan pública.

La creación de un estándar requiere un acuerdo sobre qué medir. Price dijo que la mayoría de las pruebas ahora se enfocan en cómo los reductores de fricción influyen en el desempeño de la fracturación, en lugar de considerar el posible efecto a largo plazo en la producción, que es difícil de cuantificar.

"La compatibilidad de fluidos y la compatibilidad de formaciones se pasan por alto, ya que los puntos focales clave son la potencia, el volumen y el tiempo para completar la fractura", dijo.

Occidental comenzó su búsqueda de un HVFR que "cambiara el juego" mediante la creación de una base de datos que utilizó para reducir el número que pasó por las pruebas de laboratorio.

Si bien intentaron evitar el sesgo confiando en los datos de los proveedores, no los excluyeron del proceso de evaluación. Zakhour dijo que Occidental "aprovechó la experiencia del proveedor" en cuestiones de rendimiento, como el efecto de los sólidos disueltos totales (TDS).

Las pruebas, elegidas con el asesoramiento de un químico occidental, midieron cosas como el tiempo que tardó la arena en asentarse en un líquido espesado con diferentes HVFR. También probaron concentraciones variables para medir las cantidades óptimas para usar.

Otras pruebas midieron la cantidad de rompedor necesaria para cortar los polímeros de cada producto en moléculas más pequeñas, lo que reduce el riesgo de que causen problemas. También observaron el desempeño del rompedor a diferentes concentraciones.

El objetivo del sistema era identificar el mejor rendimiento en condiciones variables del pozo. Por ejemplo, un reductor de fricción utilizado con agua producida con alto contenido de TDS debe formularse para soportar esa mezcla específica.

En terminaciones donde el agua bombeada es menos desafiante, un aditivo de menor costo puede ser la mejor opción, a menos que otras variables relacionadas con el yacimiento lo superen.

Las selecciones químicas dependen del agua utilizada en la fractura porque gran parte proviene de pozos de esquisto.

Las empresas tratan el agua para filtrar los sólidos y matar las bacterias. Pero dejan los sólidos disueltos, compuestos principalmente por lo que comúnmente se conoce como sal, cloruro de sodio, y otras sales que contienen elementos reactivos como el calcio, el hierro o el bario. Los métodos disponibles para eliminarlos son costosos y la eliminación de estos sólidos es un problema.

Hace tiempo que se sabe que los fluidos con un alto contenido de TDS perjudican el rendimiento de algunos reductores de fricción. Hay un creciente cuerpo de investigación que investiga qué sucede con los polímeros en los reductores de fricción cuando un aditivo cargado negativamente (un anión) reacciona con un ion cargado positivamente (un catión) como el hierro, el calcio o el magnesio.

"Cuando un reductor de fricción aniónico se encuentra con un catión como el hierro, los polímeros en el aditivo se enredan y se enrollan sobre sí mismos", dijo Lauren Burrows, investigadora asociada del Laboratorio Nacional de Tecnología Energética (NETL) en Pittsburgh, Pensilvania.

"Los reductores de fricción funcionan mejor cuando los polímeros se estiran en la dirección del flujo, por lo que los reductores de fricción enredados y enrollados no hacen su trabajo muy bien. Cuando este proceso de enredo llega a un nivel extremo, las amalgamas semisólidas de polímeros reductores de fricción, a menudo llamados "ositos de goma", pueden desarrollarse", dijo Burrows.

Los ejemplos más conocidos de ositos de goma se encontraron en Oklahoma, donde el artículo de URTeC (URTeC 2487) reveló que probablemente se deban a interacciones entre un reductor de fricción y el hierro en el pozo. Desde que se publicó el artículo en 2020, se han observado ositos de goma en algunos otros lugares (informe JPT 2020).

Por ejemplo, el gerente técnico de ventas de Reliance Well Services preguntó a NETL por qué los clientes habían encontrado suciedad negra saliendo de tres pozos de más de 100 en los dos campos donde ocurrieron.

El laboratorio recibió muestras de la suciedad, pero descartó analizarlas porque podrían dañar equipos de laboratorio costosos de la misma manera que obstruyen las válvulas de estrangulamiento.

En cambio, pidieron muestras de los dos reductores de fricción utilizados en los pozos problemáticos y luego colocaron una pequeña cantidad en un vaso de precipitados con hierro y agua desionizada para limitar estrictamente las variables químicas. El resultado: nada cambió, dijo Burrows, quien trabajó con Derek Hina, gerente técnico de ventas de Reliance.

Sin embargo, cuando sustituyeron el agua del grifo, el reductor de fricción se gelificó. Esa agua, como el agua dulce que se usa en los pozos, se produjo en un área donde el agua dura es común. Burrows dijo que intentarían determinar qué contribuyó a esa reacción.

Extrañamente, los reductores de fricción usados ​​eran los que normalmente no reaccionarían con el hierro porque tanto ellos como el metal están cambiados positivamente, haciéndolos catiónicos.

Chevron informó recientemente sobre una prueba similar, en la que expuso reductores de fricción a una salmuera que incluía iones reactivos como calcio, estroncio, bario y hierro, en un fluido ligeramente ácido (URTeC 5170).

De los cuatro aditivos probados, tres reaccionaron con el hierro, creando partículas o una sustancia pegajosa.

El sobreviviente estable en la ronda uno no era iónico: no tenía carga, por lo que era menos probable que interactuara con un ion con carga positiva como el hierro.

El periódico dijo que la carga de los otros reductores de fricción probados figuraba como "desconocida" porque estaba etiquetada como patentada en la base de datos. Esta brecha en los datos hace que sea difícil saber qué hacer con los resultados.

Dependiendo de la carga de los tres aditivos para los que se desconocía el estado aniónico o catiónico, podría sugerir que es probable que la mayoría de los reductores de fricción se descompongan si se exponen a esas condiciones, o podrían ser solo tres productos que no son adecuados para la química.

Como explica el documento, si esos reductores de fricción tienen carga negativa (aniónicos), es probable que reaccionen a un ion cargado positivamente como el hierro, lo que los convierte en una mala elección en un pozo donde la química del agua hace que esas reacciones sean probables.

En esas situaciones, a menudo se usa un reductor de fricción (catiónico) con carga positiva más costoso porque las reacciones químicas entre moléculas con la misma carga son menos probables.

Las preguntas planteadas muestran la incertidumbre que enfrentan quienes compran reductores de fricción con poco conocimiento de su composición.

Cuando llegó el momento de las evaluaciones finales de Occidental, el desempeño se basó en un análisis de costos del desempeño de los reductores de fricción durante la fracturación, incluido el desempeño de la producción. Los resultados se compararon con el rendimiento de un diseño de referencia utilizando un reductor de fricción convencional o un sistema de gel lineal.

Las pruebas de laboratorio redujeron el campo a unos pocos productos elegidos para las pruebas en pozos.

Cada uno de los que hicieron el corte se bombeó en un pozo de prueba, comenzando con algunas etapas en un pozo donde se comparó con el desempeño de otras opciones y con un reductor de fricción de línea de base. Todas las demás variables de diseño de terminación permanecieron iguales para garantizar que no afectaran los resultados. Los productos que avanzaron finalmente se usaron en pruebas de pozos completos que luego se compararon con pozos que usaban un diseño de referencia.

Los ganadores fueron elegidos con base en criterios que determinan el tiempo y costo de un trabajo efectivo: reducción de fricción y consumo de caballos de fuerza, volumen de agua utilizado y tiempo requerido para estimular cada etapa.

La capacidad de un HVFR para transportar concentraciones más altas de apuntalante fue una medida crítica porque brindó las mayores mejoras de eficiencia y ahorros, dijo Zakhour.

Los resultados de producción variaron para las mejores selecciones. En un estudio de caso con HVFR, redujo significativamente el costo de terminación de un pozo que produjo aproximadamente un 37 % más de fluidos.

En un segundo caso, un pozo bombeado con la opción HVFR seleccionada produjo un 15 % menos de fluido total que un pozo de agua aceitosa, pero el documento señaló que el valor del tiempo y el agua ahorrados excedieron el valor de la diferencia de producción.

El programa de prueba también se usó para determinar qué cantidad de cada producto se debe usar para la fracturación. El documento señaló que los contratistas a veces bombean más de la cantidad recomendada de reductor de fricción para garantizar que el trabajo se desarrolle sin problemas, lo que aumenta el costo del trabajo.

Las prácticas de finalización de monitoreo se encuentran entre los esfuerzos a largo plazo necesarios para garantizar que se aplique lo que se aprendió del programa de pruebas y para continuar buscando formas de mejorar los resultados de manera incremental.

El valor de lo aprendido dependerá de cómo se utilice en el futuro, lo que requerirá el apoyo organizacional de departamentos que van desde ingenieros de terminación y administradores de activos hasta compras y logística.

El equipo del proyecto reclutó un comité directivo y patrocinadores dentro de Occidental para ayudar a lidiar con los "cuellos de botella, la resistencia y la gestión de las expectativas", según el periódico.

"Si no realiza este esfuerzo, cualquiera de ellos puede obstaculizar el éxito del proyecto", dijo Zakhour.

Los equipos de activos seleccionarán los reductores de fricción en función de cuál de las mejores opciones cumpla con las condiciones de una plataforma de pozo. Con el tiempo, se pueden realizar más pruebas a medida que cambian los parámetros del pozo o surgen nuevos productos.

"La decisión es geográficamente específica y específica de la formación", dijo Zakhour. Incluso los términos del contrato pueden afectar el valor financiero de los diferentes niveles de rendimiento HVFR para diferentes operadores.

Si bien ConocoPhillips no tiene un sistema formal de evaluación de reductores de fricción, realiza algunas pruebas de rendimiento en el campo, dijo Carman.

Los ingenieros de terminación con muestras prometedoras de proveedores a veces hacen comparaciones a nivel de etapa. "Para saber qué tan bien funcionará, tienen que sacarlo y usar sus habilidades de ingeniería para hacer una prueba reductora", dijo Carman.

La prueba utiliza una serie de reducciones de presión para determinar la conductividad de las fracturas cerca del pozo después de la fractura.

Advirtió que la mejor elección hoy puede no serlo dentro de unos meses porque la calidad del agua de fracturamiento suele cambiar. "En muchos casos, no recibimos agua constante todo el tiempo", dijo Carman.

URTeC 5249 Flujo de trabajo de aplicación, prueba y prueba del reductor de fricción de alta viscosidad: un estudio de caso de la cuenca del Pérmico por N. Zakhour, S. Esmaili, J. Ortiz y J. Deng, Occidental.

URTeC 5170 Impacto de la conductividad de fractura en la producción: ¿Cuánto apuntalante necesitamos realmente en los yacimientos no convencionales? por S. Naik y A. Singh, Chevron Corp.

SPE 106162 Optimización exitosa del rompedor para reductores de fricción de poliacrilamida utilizados en la fracturación con agua aceitosa por PS Carman y KE Cawiezel, BJ Services Co.

SPE 166471 Comparación del impacto del pH de la composición del fluido de fracturamiento en las propiedades de la pared de la fractura en diferentes muestras de formación de esquisto por RF LaFollette y PS Carman, Baker Hughes.

Resolver el misterio de los ositos de goma puede desbloquear una mayor producción de esquisto por Stephen Rassenfoss, J Pet Technol.

¿Pueden los químicos de fracturamiento dañar la producción? Hay algunas buenas razones para pensar así por Stephen Rassenfoss, J Pet Technol.