INDICEROCIO E. GARCIA SANDOVAL6TO SEMESTREUNIVERSIDAD VERACRUZANAINGENIERIA PETROLERAFRACTURAMIENTO HIDRULICOING. MARCOS JAVIER MARTINEZINVESTIGACION05 MAYO 2015

INDICE1INTRODUCCIN3AGENTES APUNTALANTES.4QU SON?4PARA QU SE USAN?4TIPOS DE AGENTES APUNTALANTES5ESFUERZO EFECTIVO SOBRE EL AGENTE APUNTALANTE7SELECCIN DEL APUNTALANTE8TAMAOS8TAMAO REQUERIDO (MALLA)9REDONDEZ Y ESFERICIDAD9RESISTENCIA A LA COMPRESIN10CONDUCTIVIDAD10FLUIDOS FRACTURANTES12PARA QU SE USAN?12PROPIEDADES12VISCOSIDAD14EFICIENCIA DEL FLUIDO15SISTEMAS DE FLUIDOS16BIBLIOGRAFA17

INTRODUCCIN

En la ltima dcada el fracturamiento hidrulico se ha convertido en uno de los tratamientos ms importantes en la terminacin de pozos. Los beneficios potenciales del fracturamiento han despertado el inters de los operadores de petrleo y gas durante ms de 50 aos, ya que las operaciones del fracturamiento hidrulico evitan el dao en la zona vecinal del pozo y restablecen la buena conectividad con el yacimiento.

En este trabajo de investigacin se pretende describir las caractersticas generales de los agentes apuntalantes y de los fluidos fracturantes utilizados en los trabajos de fracturamiento hidrulico.

AGENTES APUNTALANTES.QU SON?Un agente apuntalante es material slido en forma de partculas que es lo suficientemente fuerte como para mantener las fracturas abiertas, durante o despus de un tratamiento de fracturamiento hidrulicoDel conjunto de materiales utilizados en el fracturamiento hidrulico el agente apuntalante o sustentante es el nico que permanecer en la fractura mantenindola abierta y estableciendo un canal conductivo para la afluencia de los fluidos de formacin hacia el pozo.PARA QU SE USAN? Cuando se hace una fractura en una arenisca (y tambin en algunos carbonatos) es necesario utilizar un componente que impida que la fractura se cierre completamente una vez terminado el bombeo, y que garantice una conductividad al canal recin creado. Este material es lo que llamamos "agente de sostn", "agente apuntalante" o proppant. Este material debe tener ciertas propiedades fsicas y mecnicas, principalmente una alta resistencia a los esfuerzos. Tambin debe resistir a la corrosin, porque en ciertos ambientes hay H2S o CO2 en el fluido de produccin, o a futuro se puede prever tratamientos cidos. El agente de sostn debe tener una gravedad especfica lo ms baja posible para evitar su segregacin y decantacin del fluido de transporte en el fondo de la fractura. Como son materiales que se utilizan en gran volumen es muy importante que el costo sea lo ms bajo posible.El agente de sostn ms convencional y de mayor uso en la industria del petrleo es la arena. Su utilizacin se remonta desde las primeras operaciones realizadas con entibadores y su seleccin, surgi de su fcil disponibilidad y bajo costoLos productos ms comunes son: Arena. Cascara de nuez Bolas de aluminio o acero Esferas de vidrio Arenas recubiertas en resina (curado completo) Arenas recubiertas en resina (curado parcial) Bauxita Cermicos.TIPOS DE AGENTES APUNTALANTES Apuntalantes Elasto -FrgilesEn esta clasificacin las deformaciones que sufre el material son casi nulas con los esfuerzos aplicados sobre el hasta que viene la ruptura, ejemplo: arenas de slice.

Apuntalantes Elasto - PlsticosEn esta la deformacin del material es proporcional a los esfuerzos aplicados sobre el mismo, la curva del esfuerzo contra la deformacin presenta una primera fase elstica y posteriormente, el comportamiento de la deformacin es plstica.

Existen principalmente dos tipos de apuntalantes, los naturales y los sintticos.

Apuntalantes NaturalesPrincipalmente se encuentran las arenas de slice y soportan bajos esfuerzos de cierre de la fractura, hasta un lmite de 4,000 psi.

Apuntalantes SintticosEste grupo se caracteriza por contener apuntalantes de gran resistencia a cierres de formacin al cerrarse la fractura, en la actualidad se han desarrollado apuntalantes para resistir esfuerzos de cierre hasta 4,000 psi. Estos pueden ser recubiertos con capas de resina curable y pre-curable, segn sea la necesidad.

ArenaDos tipos de arena son las que ms se usan en los tratamientos de fracturamiento hidrulico, la Ottawa y la Brady. La arena Ottawa es una arena de alta calidad de la parte Noreste de los Estados Unidos. Su composicin es puramente cuarzo, de color blanco, con gran redondez y esfericidad. Los granos estn compuestos casi en su totalidad por monocristales, lo cual hace que tengan gran resistencia.

La arena Brady es otro tipo de arena tambin de muy alta calidad del estado de Texas, caracterizada por su angulosidad y presencia de feldespatos. Tambin es conocida como la arena caf debido a su color, es considerada con un poco menos de calidad que la arena Ottawa.

Arena Cubierta con ResinasDentro de las compatibilidades incluyen el efecto del pH en un fluido, tiempo de activacin, concentraciones de rompimiento y estabilidad en espumas. Los recubrimientos con resinas estn disponibles para casi cualquier tipo de arenas, cermicas, y bauxita.Este recubrimiento de resina no mantendr unidos a los granos pero si impartir un alto nivel de conductividad en comparacin con los apuntalantes sin este tipo de tratamiento.

BauxitaLa bauxita de alta resistencia y la bauxita de resistencia media, son fabricadas en esencia por el mismo proceso.El mineral de la bauxita es un grano que es molido y formado dentro de pldoras verdes. Despus de ser secadas y cribadas, las pldoras son fundidas en hornos a altas temperaturas. El proceso de quemado o de fundicin de las pldoras, fusiona las caras de cada grano de bauxita.La bauxita sinttica de alta resistencia es formada por su mayora de mineral puro de bauxita, esto le imparte gran densidad (3.7) y gran resistencia.La bauxita de media resistencia es formada con materiales menos puros.

Apuntalantes CermicosLos materiales cermicos estn dentro de una larga lista de materiales en los cuales se puede dividir, incluidos los metales. Generalmente, un material cermico es cualquier no orgnico, no metlico solido formado por un proceso a altas temperaturas. Ejemplos de materiales cermico son vasos, refractarios, materiales abrasivos, cementos, etc.Los apuntalantes cermicos estn hechos de una manera diferente. La composicin de este tipo de apuntalante est hecho a base de mullita, una compuesto de aluminio, con algunos compuestos de slice. Esto produce un material un poco ms denso que la arena aproximadamente de 2.65 a 2.75. Este tipo de apuntalantes tienen una mayor resistencia que la arena pero un poco menos que la bauxita intermedia.

Para definir el tipo de agente de sostn por utilizar esnecesario conocer el esfuerzo al cual ser sometido:ESFUERZO EFECTIVO SOBRE EL AGENTE APUNTALANTE Esfuerzo efectivo = Estrs Presin poral dentro la fractura.En los yacimientos convencionales se suele considerar de manera conservadora que la presin poral es igual a la presin de produccin en fondo de pozo (BHFP). Sin embargo, en un sistema de fracturas dendrticas, como las generadas en shale, debemos considerar una prdida de presin a lo largo de la fractura y, por ende, la presin poral lejos del pozo ser mayor que la presin cerca de los punzados. Esto significa que el agente de sostn que fue desplazado lejos dentro la fractura (las primeras concentraciones que fueron bombeadas) ser sometido a un menor esfuerzo efectivo y no siempre va requerir ser del mismo tipo que el agente de sostn bombeado al final del tratamiento.SELECCIN DEL APUNTALANTE

Optimiza la permeabilidad o conductividad con la mejor relacin costo/beneficio asociado. Debe considerarse el volumen de apuntalante y el costo requerido para obtener una conductividad ptima o deseada. A medida que el esfuerzo se incrementa, el volumen relativo del apuntalante tambin aumenta.

TAMAOSTamao primario INTERVALO DE LA MALLATAMAO (M)

12/20850-1700

20/40425-850

40/70212-425

Tamaos alternativosINTERVALO DE MALLATAMAO (M)

6/121700-3350

8/161180-2360

16/30600-1180

30/50300-600

TAMAO REQUERIDO (MALLA)En fracturas convencionales, donde se trabaja con geles de alta viscosidad, se pretende siempre generar un canal de alta conductividad, por lo cual, se busca trabajar con granulometra de 20/40 a 12/20. En este tipo de reservorios, una malla fina como la 100 es raramente utilizada y no es considerada como agente de sostn, pero s como reductor de filtrado. En yacimientos shale buscamos, primero, generar una red de fracturas de poco ancho que se crucen en varias direcciones y, sobre el final, generar una fractura principal corta que las conecte al pozo. Es la analoga de una red de caminos secundarios que lleven a los coches a la autopista que termina en la cuidad. El ancho, en la red de fractura, ser mnimo. Adems, los granos de agente apuntalante deber dar una y otra vuelta para pasar de una a otra fractura. En consecuencia, se necesitan primero granos muy finos (por ejemplo: malla 100) y luego aumentarlos gradualmente hacia mallas mayores (30/50 o 20/40).REDONDEZ Y ESFERICIDAD La forma ideal del agente apuntalante es aquella que dar mayor resistencia a la compresin y a la vez mayor porosidad y permeabilidad al empaque, o sea, esfrica. Los materiales sintticos (bauxitas o cermicas) son los que ms se aproximan a una esfera. Para las arenas es conveniente que se aplique la norma que las regula (redondez y esfericidad promedio mayor a 0,6) ya que, en caso contrario, la conductividad sera demasiado reducida.RESISTENCIA A LA COMPRESIN Cuando se rompen, los granos de agente de sostn generan una cierta cantidad de partculas finas, la cuales se reacomodan y terminan por tapar los poros del empaque. En consecuencia, es importante conocer la resistencia a la compresin de los diferentes agentes de sostn por utilizar en cada operacin, y cules sern los esfuerzos efectivos a los cuales sern sometidos dentro de la fractura a lo largo de la vida del pozo. La norma API no especifica un valor mximo de finos permitido, pero se suele tomar un valor de 10% como mximo. Es importante definir bien cul ser la presin de confinamiento a la que ser sometido el agente de sostn, ya que un material que ser descartado por su resistencia a 10.000 psi (10 K) ser ms que suficiente a 6.000 psi (6 K).CONDUCTIVIDADEs necesario tener curvas de conductividad de cada tipo de agente de sostn para diferentes presiones de confinamiento, y luego hacer los controles de calidad con los ensayos anteriores. Para estimar la conductividad de la fractura se necesita conocer las caractersticas del apuntalante, como son:1. Tipo de apuntalante 2. Tamao 3. Concentracin del apuntalante en la fractura 4. El esfuerzo de carga (generalmente relacionado con la profundidad y la presin de poro) 5. Caractersticas de incrustacin de la formacin 6. Degradacin bajo condiciones y ambientes in-situ. 7. Posible taponamiento por los residuos del fluido de fracturamiento La jerarqua de la conductividad es la siguiente:

La reduccin de la conductividad de la fractura puede ser el resultado de diferentes procesos:

Agrietamiento y o disolucin del apuntalante por factores como esfuerzos, temperatura y fluidos Efectos causados a largo plazo por los esfuerzos de sobrecarga y temperatura Migracin y redistribucin de finos

MATERIAL SOPORTANTE

TIPOESFUERZO DE CIERRE MXIMO

Arena5,000 psi

Cermica de baja densidad8,000 psi

Cermica de alta densidad10,000 psi

Baucita14,000 psi

El recubrimiento con resina puede incrementar el esfuerzo mximo hasta en un 30%.

FLUIDOS FRACTURANTESPARA QU SE USAN?El propsito de los fluidos de fracturamiento hidrulico est enfocado bsicamente en dos aspectos: para mantener abierta y extender la fractura hidrulicamente y para transportar y distribuir el apuntalante a lo largo de la fractura.El fluido seleccionado para un tratamiento puede tener una influencia significativa en el resultado efectivo de la longitud de la fractura, en la conductividad de la fractura y en el costo del fracturamiento hidrulico. Las propiedades de los fluidos gobiernan fuertemente el desarrollo de la propagacin de la fractura y la distribucin y empacamiento de los agentes apuntalantes.PROPIEDADESDeben cumplir ciertos requerimientos y deben tener ciertas propiedades:1. Un fluido de fractura tiene que sercompatiblecon el fluido de formacin y compatible con la roca. Es decir, no debe generar ninguna emulsin con el petrleo o agua de formacin, no debe generar un bloqueo en el caso de yacimientos de gas seco, no debe reaccionar qumicamente con la roca, no debe desestabilizar las arcillas.2. Un gel de fractura debe generar un ancho suficiente de fractura para que el agente de sostn penetre hasta la longitud deseada. Como hemos visto el ancho depende de la conductividad requerida y del ancho depende la granulometra del agente de sostn. El ancho es dependiente de laviscosidaddel fluido. Adems la viscosidad es un parmetro a tomar en cuenta al momento de trabajar la tortuosidad.3. El gel debe ser capaz de transportar el agente de sostn durante todo el tiempo que dura la operacin. No necesitaremos el mismo gel para una longitud de fractura de 30 m que para 300 m. Lacapacidad de transportedel agente de sostn es dependiente de la viscosidad, pero puede ser necesario mayor viscosidad para convivir con la tortuosidad que para el transporte del agente de sostn.4. Otra propiedad es el control de laprdida de fluido, o eficiencia del fluido. Es necesario que algo de fluido pase a la matriz para que la fractura se cierre pero debemos poder controlar esta perdida. En este caso los requerimientos dependern de la temperatura, de la permeabilidad y del fluido de formacin.5. Una vez que se termin el bombeo y que la fractura se ha cerrado sobre el agente de sostn se necesita sacar rpidamente el fluido inyectado del empaque y de la formacin. Tambin debe quedar lo mnimo posible de residuo dentro del empaque. Por lo tanto el gel tiene querompersecompletamente volviendo en algo lo ms parecido posible al fluido base. Esa es una de las propiedades ms difciles de conseguir. O sea, se necesita una viscosidad adecuada durante el tiempo de bombeo, pero esta viscosidad debe disminuir rpidamente una vez la fractura se ha cerrado.6. Como los volmenes de fluidos son muy grandes se requieren de fluidos de bajos costos.No se puede siempre cumplir con todas estas propiedades y normalmente se debe llegar a alguno compromiso en el diseo.Sin embargo, el xito del tratamiento defracturamiento hidrulico debe exigir que los fluidos tenganotras propiedades especiales. Ademsde exhibirla buenaviscosidad en lafractura, quedebe romper ylimpiar rpidamente una vezque eltratamiento est concluido, es ms proporcionando un control para perdidas de fluidos, exhibiendo bajas presiones de friccin en el bombeo y sea lo ms econmico y prctico.Debidoaquelosyacimientosdebenestimularse,los trminosdetemperatura, permeabilidad, composicin de laroca ylapresin deporo varannotablemente, muchostiposdiferentes defluidossehandesarrollado paraproporcionar dichas propiedades.Los fluidos fracturantes son bombeados hacia las formaciones subterrneas para estimular la produccin de gas y aceite. Para lograr una estimulacin exitosa el fluido fracturante debe tener ciertas propiedades fsicas yqumicas: Debe sercompatible conel materialde laformacin. Debesercompatible conlos fluidosdelaformacin. Debe ser capazde suspender elapuntalante y transportarlo en lo profundo dela fractura. Debe ser capaz, a travs de su propia viscosidad, de desarrollar la fractura con el ancho necesario para aceptar el apuntalante o para permitir la penetracin profunda del cido. Debe ser un fluido eficiente (ejemplo, que tenga una perdida mnima de fluido). Debe serfcil deremover delaformacin. Debetener bajapresindefriccinVISCOSIDADUna caracterstica a destacar de un fluido fracturante es su habilidad para transportar elapuntalante por las tuberas deperforacin e introducirlo dentro dela fractura. Grandes viscosidades son necesarias para transportar el apuntalante y para desarrollar elancho de lafractura. Es bien conocido queel anchoinsuficiente dela fractura y quela viscosidad insuficiente podra no permitir el transporte rpido delos apuntalantes dentro dela fractura. La eficiencia del fluido es normalmente lograda por la combinacin de fluidos altamente viscosos con aditivos para perdidas de fluidos. Estos aditivos para perdidasde fluidospueden contarde agentesplsticos, agentes expandidles, micro emulsiones, o agentes emulsificados. Otra caracterstica importante de un fluido fracturante es su habilidad para revertir de una alta viscosidad a una baja durante la residencia en la formacin. La reduccin de la viscosidad es necesaria para que el tratamiento del fluido pueda removerse de laformacin fcilmente.PRDIDA DE FILTRADO Una caracterstica importante de los fluidos de fractura es su capacidad de controlar la prdida de fluido. El grfico a la derecha es explicativo del fenmeno en una arenisca. Vemos la cara de la fractura sobre la cual est fluyendo el gel. Parte del gel, o de sus componentes, penetra en la formacin generando diferentes zonas:En la formacin, lejos de la cara de la fractura una zona no contaminada, sin contacto con gel o filtrado.Ms cerca de la cara de la fractura una zona invadida no por el gel pero por lo que filtra del gel de fractura. En esta zona hay tambin fluido de formacin. En los geles polimricos base agua el filtrado es agua aditivada. EFICIENCIA DEL FLUIDOLa eficiencia, alta o baja, est directamente relacionada con los 3 coeficientes de filtrado. En una prueba de campo para determinar la eficiencia no importa cul es el mecanismo de perdida de fluido pero si la cantidad de fluido que pasa a la formacin. A mayor eficiencia se necesita menos fluido para un mismo volumen de fractura. Pero se necesita siempre que una parte del fluido pase a la formacin, caso contrario la fractura no se podra cerrar. Necesitamos una eficiencia de fluido de 30 60%, para que la fractura cierre en un tiempo razonable, y sin que pase demasiado fluido de fractura a la formacin. Pozos con altas permeabilidades y/o naturalmente fracturados tienen altos coeficientes de prdidas de fluido (Ct), lo que es equivalente a bajas eficiencias. En caso de bajas eficiencias las fracturas creadas son cortas debidos a que hay menos volumen de fluido disponible para abrirlas.SISTEMAS DE FLUIDOSSistemas de fluidos utilizados comnmente en el fracturamiento hidrulico: Soluciones de polmeros en base agua Goma Guar Emulsiones de polmeros agua-aceite Hidrocarburos gelificados Metanol Espumas acuosas Soluciones en fase acuosa Soluciones en fase gaseosa

BIBLIOGRAFA

TESIS CARACTERIZACION DE UN FLUIDO POLIMERICO PARA FRACTURAMIENTO HIDRAULICO UNIVERSIDAD VERACRUZANA 2011Curso de Fracturas Hidrulicas de Repsol YPFAGENTES APUNTALANTES- ASPECTOS A CONSIDERAR EN EL DISEO DE FRACTURAMIENTO HIDRULICO- Curso de Fracturamiento Hidrulico Repsol.Hydraulic Proppant Fracturing and Gravel PackingOldfield Technology Newsletter- Fracline

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