Resumen

El fluido de fracturación a base de polímeros tensioactivos (S/P) combina las ventajas de los fluidos de fracturación a base de polímeros y tensioactivos. En este estudio, se investigó la adherencia sinérgica de los tensioactivos catiónicos y la carboximetilhidroxietilcelulosa y la posible aplicación en fluidos de fracturación hidráulica. En primer lugar, se optimizaron cloruro de cetiltrimetilamonio (CTAC) y ácido salicílico (SA) con una proporción en peso de 4:1 como agente principal del gel tensioactivo de molécula pequeña, que luego se mezcló con carboximetil 2-hidroxietil éter celulosa (CMHEC) y ácido salicílico. ácido (SA) para obtener el gel S/P. Se evaluaron el rendimiento de la suspensión del apuntalante, las propiedades de ruptura de gel, la resistencia a las sales y la estabilidad térmica del S/P optimizado para confirmar su posible aplicación en el fluido de fracturación hidráulica. Estos resultados mostraron que el rendimiento del sistema de fluido de fracturación S/P fue mucho mejor que el rendimiento del fluido de fracturación surfactante y también que el rendimiento del fluido de fracturación de polímero.

1. INTRODUCCIÓN

En los últimos años, con el agotamiento de los yacimientos convencionales de petróleo y gas, la exploración de yacimientos no convencionales ha atraído mucho la atención de los investigadores[1]. Sin embargo, el petróleo de los yacimientos no convencionales no puede producirse a un caudal económico sin la ayuda de tratamientos de estimulación[2], que incluyen la inyección de vapor para la extracción de petróleo pesado, la estimulación ácida y la fracturación hidráulica para la recuperación de petróleo de yacimientos de baja permeabilidad (por ejemplo, yacimientos de esquisto), etc. En la actualidad, la fracturación hidráulica se considera un tratamiento de estimulación habitual y eficaz para promover la exploración de los yacimientos estrechos[3,4]. El fluido de fracturación desempeña un papel fundamental en las operaciones de fracturación hidráulica, ya que el fluido de fracturación puede transferir presión, crear grietas y transportar las partículas de apuntalante a las fracturas durante la operación[5]. El fluido de fracturación se diseña para que tenga las capacidades mencionadas en condiciones de yacimiento difíciles (por ejemplo, alta temperatura, alta salinidad, etc.)[6]. Los fluidos de fracturación basados en polímeros (por ejemplo, polímeros lineales[7,8], polímeros reticulados[9-12], polímeros sintéticos[13-15], etc.) se han utilizado ampliamente como fluidos de trabajo durante el proceso de fracturación, ya que los fluidos de fracturación basados en polímeros presentan un alto rendimiento en la suspensión de apuntalante, estabilidad térmica y reducción de la fuga de fluido durante la estimulación de la fracturación[2,16]. Sin embargo, los polímeros de los fluidos de fracturación son difíciles de romper y degradar completamente por el rompedor. Los residuos con alto contenido en los fluidos de fracturación a base de polímeros rotos bloquearían las gargantas de los poros y, en consecuencia, provocarían daños en la formación[17,18]. Es razonable esperar que un fluido de fracturación con bajo contenido en polímeros produzca menos residuos insolubles y se puedan evitar eficazmente los daños graves a la formación.

Con el fin de evitar daños graves a la formación durante el proceso de fracturación, se han desarrollado y empleado otros tipos de fluidos de fracturación, como los basados en surfactantes viscoelásticos[19-24] y los basados en espumas[25-31], que se seleccionan en función de las condiciones del yacimiento.

• Materias:Polímeros Interacción de fluidos Fracturación hidráulica
• Subjects:Polymers Fluid Interaction Hydraulic fracturing
• Palabras claves:Fluido de fracturamiento limpio; Polímero; Ácido salicílico; Surfactante
• Keywords:Clean fracturing fluid; Polymer; Salicylic acid; Surfactant