fractura básico curso completo

8/15/2019 Fractura Básico Curso Completo

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CURSO FRACTURA

Introducción teórica

Jorge Robles - abril 2008


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1. AST - Advance Stimulation Technology

2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA

3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN

5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA

6. CONCEPTOS CRÍTICOS

- TIP EFFECT

- CONVECCION

- TORTUOSIDAD

6. FLUIDOS DE FRACTURA

7. AGENTES DE SOSTEN


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• Que es AST

• Metodologia de AST


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Hasta 1984 el diseño de fracturas hidraulicas se hacía con modelosbidimensionales. A partir de esa fecha GRI trabajó en base aexperiencias de laboratorio, datos de campo y numerosos experimentosen distintos reservorios tratando de lograr un modelo de fractura másrepresentativos de la fractura real.

AST (Advanced Stimulation Technology)


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AST – Aportes a la industria

Mediante esta técnología se logra aproximar la fractura real a ladiseñada, pudiendo predecir con más precisión la respuesta enproducción y por ende saber si será rentable la inversión.

Los modelos 2D, siempre daban geometrías mayores y por ende másproductivas. La realidad que muestran los modelos 3D es que lasfracturas son más cortas y altas. Además existen fenómenos como latortuosidad que pueden llevar a un arenamiento prematuro y que no

eran considerados.


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AST – Aportes a la industria

Fracturas más cortas y altas

Geometrías complejas:Pueden haber una serie de factores quepropicien la iniciación de multiples fracturas


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Metodologia ASTSon 7 pasos que resumen la metodologia AST y que deben ser cumplidos paraObtener un resultado exitoso.

Overview AST

Nota: La selección de un mal candidato llevará a que no sea beneficioso unTratamiento de estimulacion a pesar de que se cumplan todos los demas pasos

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3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR

4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN



- TIP EFFECT

- CONVECCION

- TORTUOSIDAD




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¿Qué es el Fracturamiento ?

Es la técnica que consiste en aplicar presiónhidraulica a una roca reservorio, mediante lainyección de un fluido viscoso, hasta que seproduce la falla o fractura de la misma y

mantenerla abierta para colocar un agenteapuntalante, creando un canal de altaconductividad que comunica pozo/reservorio.


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Propagación de la Fractura


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Propagación de la Fractura


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Inicio del Bombeo del Apuntalante


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Apuntalamiento de la Fractura


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Apuntalamiento de la Fractura


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Desplazamiento del Apuntalante


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Cierre de la Fractura


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Geometría de la Fractura


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Objetivos del fracturamiento

• Remover el daño cercano al pozo (NWB damage)

• Incrementar la producción con el proposito de mejorar elNPV o incrementar reservas. (Una estimulación efectiva puede hacereconómico un pozo que era antieconómico y más económico uno que ya eraeconómico).

Nota: No todos los pozos son económicamente candidatos para una

estimulación. El proceso de selección es importante.


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• Mejorar la Producción (petroleo o gas – 5 a 10 veces)

• Extender Vida Productiva (mejorar acumulada final)

• Mayor régimen de inyección

• Mejor uso de la energía del reservorio

• Desarrollar Reservas Adicionales

• Mitigar Problemas de produccion de finos

• Cambio del régimen de producción para control de agua

Razones para fracturar


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Razones para fracturar (cont.)

• Bypasear un daño en el wellbore.

• Incrementar el área efectiva de drenaje (< K)

• Conectar sistema de fisuras naturales

• Producir reservorios complejos (yacim. Compartiment.)• Dá estabilidad al reservorio (minimiza el draw down).

• Incrementar eficiencia de producción (Mejor coneccion pozo/fractura).


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¿Cuando fracturar?La pregunta correcta sería, cuando “NO fracturar”, ya que solamente sedebe tener cuidado cuando:

Se tienen capas de agua o gas próximas. Capas productivas muy depletadas. Formaciones muy cerradas o pequeños espesores. Altas permeabilidades de formación. Formaciones muy sencibles.

En estos casos para fracturar hay que evaluar aspectos como el control decrecimiento, uso de modificadores de permeabilidad relativa, fluidos defractura o aditivos para control de la afectación a formación, etc.

En todos los demás casos siempre se tendrán mejoras que generará unretorno que paga la inversión


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Pozo Vertical


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Pozo Vertical Fracturado

Más rápido retorno de la inversión


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Daño de FormaciónDurante el perido de flujo radial, cualquier obstrucción en el wellbore Afecta fuertemente la producción.


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Daño de Formación

• Migración deFinos

• Deposición deAsfaltenos

• Incrustaciones• Flujo Trifásico• Deposición de

Líquidos

• Solidos y Fluidosde Perforación

• Fluidos deCompletación

• Emulsiones• Residuos de Gel• Cambio de

Mojabilidad


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¿Como eliminar daño? –tratamiento matricial

• Disuelve el daño producido por Lodo de perforación, precipitados, etc.

• El tratamiento es general. ácido y es bombeado a régimen matricial.

• Efectivo para remover daño localizado en el wellbore (distancia radialde pulgadas o pie).


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rd

re

Pi

Pwf

Pwf

rw

r = Radio de penetración (ft)v = Vol. Bombeado (gal)h = Altura de la zona a tratar (ft)Ø = Porosidad (fracción)

¿Como eliminar daño? –tratamiento matricial


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Desde el año 1947 la fractura hidraulica se atransformado en el método primario de estimulacion de

pozos gasíferos y petrolíferos. En la actualidad, más del60% de los pozos perforados son fracturados durante lacompletación.

Utilizando distintos fluidos de transporte se ubica elagente de sosten en la zona de interés, generando uncanal de alta conductividad que bypasea el daño yfacilita el drenaje de los fluidos del reservorio.

¿Como eliminar daño? – Fractura hidraulica


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Caudal de Producción Esperado


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Flujo en la fractura


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Flujo en la fracturaEl radio efectivo ( r w´) puede ser estimado a partir del factor de daño o laLongitud del ala de la fractura, de forma tal que el comportamiento enproducción del pozo estimulado se pueda aproximar al flujo radial usando

( r w´) en vez del ( r w).

r w´= r w e-s = Lf / 2 (Pratt)

r w´= Radio efectivo del wellbore (ft)

r w = Radio del wellbore (ft)

Lf = Longitud de 1 ala de fractura (ft)

s = Factor de daño


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- TIP EFFECT

- CONVECCION

- TORTUOSIDAD




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2. SELECCIÓN DE CANDIDATOS PARA FRACTURAR

• Candidatos para la estimulación

• Optimizacion de la fractura

• Diagrama de flujo para la selección y deseño


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Seleccion de candidatos para fractura

Siempre son buenos candidatos

• Pozos dañados

• Reservorios de baja permeabilidad ( >0.01 md)

Overview Seccion 2

Hydraulic fracturing Highlight 1.1.13

A veces son buenos candidatos

• Reservorios naturalmente fracturado• Reservorios de alta permeabilidad inconsolidados

Nunca son buenos candidatos

• No existen

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Condiciones de reservorio optimas para estimulacionmatricial

• Daño de punzado o en el near-wellbore

• Skin >> 0

• Solamente afecta pulgadas o máximo unos pocos pies de formación

• La permeabilidad de formación debe ser >> 1 md

• No es recomendada para K < 1 md ni para formaciones sin daño s < 0


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Condiciones de reservorio optimas para Fracturamiento

• Permeabilidad entre 10 > K > 0.01 md (*)

• Reservorios con buena presion (no depletados).

• Buen espesor de zona con importante volumen de reservas

• Buenas barreras para control de crecimiento en altura

• Gran radio de drenaje

(*) K > 10 puede ser buen candidato si tiene daño profundo o de dificil ataque quimicoK < 0.1 puede ser buen candidato si los espesores son importes, buena presion, etc.


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• Permeabilidades =/> de 10 md

• Permeabilidades =/< de 0.01 md• Skin < -3

• Presion de reservorio inferior al 40% de la normal (aprox. 0.2 psi/ft)

• Zonas de poco espesor, con limitadas reservas

• Zonas lenticulares con antecedentes de arcillas en pozos cercanos• Zonas con barreras débiles para controlar crecimiento vertical.

• Zonas próximas a capas de agua o gas de alta permeabilidad

Condiciones de reservorio que requieren estudiopara definir una fractura


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Objetivo final del tratamiento de fractura

Indicadores económicos analizados• NPV• ROI

Job cost reduction Mike Cleary

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Objetivo final del tratamiento de fractura


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Optimización de la fractura

Consideraciones a tener en cuenta durante el proceso de optimización

• Barreras para el crecimiento de la fractura• Producción de liquido (proporción de agua)• Limpieza de la fractura• Tipo de agente de sosten• Tipo de fluido de fractura• Área de drenaje• Espaciamiento de pozos• Costo de pozo• Instalaciones• etc.


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Curvas de McGuire – Sikora – seobserva que para distinto grado depenetracion de la fractura con respecto al

radio de drenaje se tiene incremento delindice de productividad

Optimización de la fractura

Ec. De produccion para flujo estable o pseudoestableq = (2khp/)/(ln(re /rw)+sf )

Para máxima produccion el denominador debe ser mínimo

gráfico de Cinco Samaniegosf + ln(xf/rw) vs. Fcd


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- TIP EFFECT

- CONVECCION

- TORTUOSIDAD




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4. ESFUERZOS DE FORMACION

• Definición e importancia de los esfuerzos in situ

• Orientación de esfuerzo – su determinación

• Magnitud del esfuerzo – su determinación

• Métodos para determinar esfuerzos

• Análisis de los ensayos


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Estado de Esfuerzos en el Subsuelo1

2 2

Tres Esfuerzos

Principales

- Dos Horizontales( 2, 3)

- Uno Vertical ( 1) 1 > 2 > 3

Los esfuerzos Principales son normalmente de

compresión, y varían a través del campo

Todas las rocas en el subsuelo están sometidas a esfuerzos provocados por el peso dela columna Litostática (Overburden) y las fuerzas tectónicas.Los esfuerzos en cualquier punto del subsuelo, son el resultado de estas fuerzas yvarían en función de las propiedades de las rocas (litología, porosidad, presión poral,relación de Poisson etc.) y la fábrica de la roca (fracturas naturales, cementación, etc.)


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Columna Litostática actuando sobre la zona de interés

Esfuerzos tectónicos (externos) que suman a los esfuerzos "in situ".

La presión poral soporta algo del peso litostático.

El esfuerzo efectivo es la diferencia entre el esfuerzo total y la presión poral.

El peso de la columna litostática (overburden) puede estimarse de perfiles (densidad), sinembargo, no hay un método simple para determinar o estimar los esfuerzos tectónicos(externos).


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Factores que Influyen en el Esfuerzo


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Datos necesarios para determinar la Presion Neta

Para hacer un ajuste (matching) histórico de la

Presión Neta y poder determinar la geometría de

la fractura, es necesario un conocimiento preciso

de la Presión de Cierre de la zona a estimular.

Closure Stress Gradient vs fracture Gradient

La abrupta caída de presión a los 34

minutos, que corresponde al efecto de

la tortuosidad que no ha sido tomada

en cuenta. El análisis de la segunda

curva puede acarrear grandes errores

en el pronóstico de la geometría de la

fractura. Lo que puede dar lugar a

decisiones incorrectas en el

tratamiento tales como ajustes en el

caudal de inyección y cambios en el

esquema de inyección delapuntalante.

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Métodos para estimar la orientacion del esfuerzo

• A partir de estudio de coronas: Basados en que las fisuras quese forman en la extracción de la corona son más numerosas en ladirección del máximo esfuerzo principal.

• In situ – durante un tratamiento: Tilmiters y microsísmicainfieren la dirección de una fractura en crecimiento por elmovimiento de vectores en superficie y eventos microsísmicosdurante un tratamiento de fracturación.


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Métodos para estimar la orientacion del esfuerzo

Un método confiable para determinar el azimut de la fractura inducida es el coroneardespués de una prueba de Microfrac.En una prueba de Microfrac, a pozo abierto, se inyecta un pequeño volumen de fluidofracturando la formación, la fractura que se extiende radialmente hasta el fondo del pozo.

Recuperando una corona orientada permite "ver" la geometría y orientación de la fractura.En el ejemplo se ven claramente fracturas múltiples inducidas durante la prueba.

Coronas


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Métodos para estimar la orientacion del esfuerzo - Tiltímetros

Por mediciones de la deformación del terreno en superficie mediante tiltímetros, es posible

determinar que geometría (orientación) de la fractura.La apertura de la fractura provoca una deformación de la roca. Estas deformaciones (delorden de los nano-radianes) pueden medirse en superficie en la inmediaciones del pozo queesta siendo fracturado.Mediante el análisis de las mediciones de deformación de los tiltímetros es posibledeterminar la geometría de la fractura que mejor se ajusta al perfil de deformación medido.


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Métodos para estimar la magnitud de los esfuerzo

• A partir de estudio de coronas y perfiles: Son métodosindirectos y solo dan valores de esfuerzos en las proximidades delpozo. Los perfiles de onda completa son mediciones acústicas ytienen la ventaja sobre los estudios de corona que generan un perfil

vertical metro a metro. Los perfiles de litología tambien puedenusarse para estimar esfuerzos. Estos registros indirectos tienen queser calibrados con mediciones directas para tener resultados másexactos.

• In situ – durante un tratamiento: Son métodos directos, másprecisos, pero a menudo más caros.

-Microfrac en pozo abierto o entubado-Minifrac-Test de impulso.


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Métodos para estimar la magnitud de los esfuerzo

Los procedimientos más comunes de medición son:

Perfiles (indirectos)

Sónico de Onda Completa

Litología

Pruebas de Esfuerzo (directos)

Bombeo/Cierre

Bombeo/Flow Back

Step Rate

Reapertura

Minifrac/Microfrac (directo) Prueba de Pulso (Pulse Test)

Análisis Minifrac


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Ecuación básica del esfuerzo

Ecuación Básica

min = Esfuerzo Mínimo, psi

= Relación de Poisson (del perfil)

ob = Esfuerzo Litostático, psi

p = Presión Poral, psi

= Constante Poroelástica de Biot

En esta ecuación se utiliza la constante de Biot para tomar en cuenta factores tales comola tectónica, porosidad, fracturas naturales etc. Mediante este factor se pretende acercar más

los resultados surgidos de los registros electricos con los obtenidos por mediciones directas


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Elasticidad lineal, base de la ecuación de esfuerzo

Las lutitas se deforman lateralmente más que lasarenas más rígidas cuando se solicitan a lacompresión de la columna litostática.

Por el confinamiento, la deformación lateral setraduce en un esfuerzo lateral.

Las lutitas tienden a deformarse más que las arenas por lo que sonBuenas barreras naturales para el crecimiento en altura de las fracturas.


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Perfiles de Esfuerzo obtenido del Sónico de onda completa

Típico perfil vertical de esfuerzos, módulo de Young y relación de Poisson determinados de unperfil sónico de onda completa. Obsérvese la gran correlación entre la relación de Poisson ylos esfuerzos. Esta tendencia se debe a que el esfuerzo se calcula con la relación de Poisson.


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Determinación de Esfuerzo - Métodos Directos

Normalmente se bombean pequeños volúmenes a

bajos caudales

Facilitar el Cierre Minimizar el Efecto Poroelástico

En Formaciones muy Cerradas, se Desfoga para

Reducir el Tiempo de Cierre

El análisis de la Reapertura, da el Límite Superior

de la Presión de Cierre

La Presión de Cierre Obtenida es Solo

Representativa de la inmediaciones del Pozo

Los Efectos de Reorientación / Presión Poral

pueden no ser medidos


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Prueba Típica - Bombeo / Cierre

Se analizan las respuestas de presión y caudalque se obtienen durante la iniciación, propagacióny cierre de una pequeña fractura inducidaartificialmente. Se deben tomar suficientes puntosen el pozo como para construir un perfil adecuadode esfuerzos por encima, en la zona de interés ypor debajo de esta.

La inyección empieza en la etapa1 hasta que se produce la rotura.La inyección continúa por 3 - 5minutos o hasta la estabilización

de la presión. Concluida lainyección, se observa ladeclinación de presión hasta elcierre de la fractura. Esta pruebase repite (2 a 3 veces) paraverificar la repetibilidad. Se

observan las presiones de re -apertura y se comparan con laspresiones de cierre.


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Prueba en Pozo Entubado - Procedimiento

1) Punzar un Pequeño Intervalo

(1- 2 m, 4tpp, 60° desfase)

2) Aislar Intervalo Con Packer y Tapón

3) Bajar registrador SRO ó MRO hasta 3 m

arriba del Niple Perfil

4) Inyectar Fluido Hasta La Fractura de la

Formación

Caudal suficiente pata iniciar la fractura (3 -100 gal/min)

Continuar la Inyección por 1 - 5 minutos

Asegurando Fractura Abierta


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Análisis Minifrac

Un Minifrac se efectúa bombeando el mismo fluido y al mismo caudal a ser usados en eltratamiento principal. El volumen de fluido debe ser suficiente como para establecer unafractura (típicamente 3,000 - 5,000 gals). Para determinar la presión de cierre delintervalo punzado se monitorea la declinación de presión, Analizando los datos de la

declinación de presión también puede determinarse el Coeficiente de Pérdida de Fluido.

Bombear el Tratamiento Minifrac

Hacer el Ajuste (Superposición)Histórico de

Presiones Usando Modelos de Fractura

"Calibrados" 3Dpara Estimar: Esfuerzos en las Zonas De Interés

Coeficiente de Pérdida de Fluido

Dimensiones de la Fractura


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Esfuerzos Obtenidos del Minifrac

minifrac


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Pruebas de Esfuerzos - Técnicas de Análisis

ISIP (Presión Instantánea de Cierre) - No preferida La ISIP es mayor que la Presión de Cierre

Métodos de Ingeniería de Reservorios - Preferida Gráfico Log - Log Raíz Cuadrada de Tiempo Gráficos de Derivadas

Análisis de Reapertura de Fractura - Buena para elanálisis de pruebas repetidas. Normalmente dan el

límite superior

Cuando el filtrado o el exceso de fluidoson los mecanismos que determinan elcierre de la fractura, se recurren amétodos de la Ing. de Resevorios. Estánbasados en las características delcomportamiento de la presión asociadoscon los regímenes de flujo que se sabense producen en el reservorio conteniendofracturas ya sea con conductividad finita oinfinita. Los regímenes de flujo que seaplican en el análisis de la declinación delMinifrac son: almacenaje, flujo lineal, flujo

bi -lineal y flujo radial.

Si la fractura se cierra rápidamente la ISIPpuede ser representativa del mínimoesfuerzo, caso contrario será demasiadoalta.


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Cierre de la Fractura

Cuando se interrumpe la inyección, la pérdida de

fluido hacia la formación es lineal mientras la

fractura se mantiene abierta.

El flujo lineal se caracteriza por una lineal recta en el

gráfico de la declinación de presión versus la raíz

cuadrada del tiempo.

Un cambio de pendiente ó una desviación de la línea

recta indica el cierre de la fractura. Se debe notar

que en este método, se asume que la geometría de la

fractura no cambia mientras la fractura se cierra.


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Análisis de la Presión de Cierre

Metodología

1. Gráfico log p versus log t

p = Psi - p(t)

t = t - tsi

donde:Psi = Presión al cierre, psi

P(t) = Presión función del tiempo, psi

tsi = Tiempo al cierre

t = Tiempo correspondiente a p(t)

2. Gráfico p(t) versus raíz cuadrada de t. El

tiempo cero corresponde al tiempo de cierre

El almacenaje en el pozo puede influir en los datos de declinación, aún usando unaherramienta con cierre en el fondo. El almacenaje se caracteriza por una recta de pendienteunitaria en el gráfico log-log de cambio de presión (p) vs. el tiempo de cierre (t).El flujo lineal aunque distorsionado en los tiempos tempranos, puede identificarse como una

recta de pendiente 1/2 en el gráfico log-log.


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1 - Análisis de la Presión de Cierre

Los datos, p vs. t, se gráfica en una escala log -log. La distorsión por el efecto delalmacenaje se identifica por la pendiente unitaria. Para determinar la presión de cierre seusa el fin del flujo lineal (pendiente 1/2).Normalmente la pendiente unitaria y 1/2 no son siempre claramente visibles, enconsecuencia como ayuda en la determinación, se usa la técnica de la derivada paraidentificar pendientes constantes. Una derivada plana es indicativa de una línea recta.

Gráfico log p versus log t


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2. Análisis de la Presión de Cierre

Graficar la presión en superficie versus la raíz cuadrada del tiempo de cierre. Identificar elcierre de la fractura en el punto de cambio de pendiente en el gráfico p vs. t; El tiempo decierre debe corresponderse con el tiempo de cierre del log -log.Calcular la derivada de BHP vs. t. La derivada debe ser constante durante el período delflujo lineal; una desviación es indicación del cierre.

Gráfico p(t) versus raíz cuadrada de t.

En el gráfico, los datos entre 0 y 1.5sqrt(min) esta distorsionado por elalmacenaje tal como lo indica elincremento de la derivada. De 1.5 a

3 sqrt(min) ( entre 0.8 y 0.6 psi/pie)la derivada es plana. El punto dondelos datos se desvían de la línearecta, se interpreta como el cierre dela fractura, en esta caso 0.6 psi/pie.


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Prueba de Step Rate

El Step Rate Test se inicia a un caudal bajo aumentándolo paulatinamente. La presióninicial deberá ser menor que la presión de fractura anticipada (inyección matricial). Losdatos se grafican (caudal vs. presión de inyección estabilizada) observando un clarocambio de pendiente cuando la inyección pasa de matricial a la fractura.

Aplicable en Formaciones de Alta

Permeabilidad

Pozos InyectoresPozos Sumideros

Determinación de la Presión de Fractura de la Roca

La Presión Debe Estabilizarse en Cada Escalón


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Perfil Calibrado con Pruebas de Esfuerzo

Si los perfiles son correctamente calibrados con datos de mediciones directas, se pueden

obtener valores razonablemente buenos del registro de esfuerzos en una sección vertical.


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Perfil Calibrado con Pruebas de Esfuerzo

Perfil de esfuerzo "crudo" sin calibrar (rojo) y el calibrado (verde). El corrimiento decorrección no es lineal, indicando que la corrección es función de la litología. Una vez queel perfil, ya sea sónico ó litológico ha sido corregido, este puede ser usado en otros pozosdel área.


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Sumario de los Perfiles de Esfuerzo

Se puede tener un perfil de stress muy cercano al real mediante la combinación demediciones directas y mediciones indirectas de perfiles y/o coronas. El objetivo final seríatener una correlación creíble entre esfuerzos y registros eléctricos para una zonadeterminada.

Los Métodos Más Exactos son Normalmente Los

Más Costosos

El Costo/Beneficio Debe Ser Evaluado en Forma

Individual Para Determinar el Método MásEfectivo Los programas de Pruebas de Esfuerzo deben ser

incluidos en los programas de perforación.

Como Mínimo, Deben Hacerse Pequeños Minifracs

y Estimar Esfuerzos de los Perfiles Litológicos. Las

Determinaciones Deben Hacerse en Todos los

Pozos.


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4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA


- TIP EFFECT

- CONVECCION- TORTUOSIDAD




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• Modelado de fracturas

• Fuente de datos

• Análisis prefractura (PTA)

Pelicula Overview

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Los modelos bi-dimensionales han sido extensivamente utilizados en la industria parapronosticar la geometría de la fractura. Los modelos tridimensionales 3-D, fueronintroducidos en la década del 80 para mejorar la calidad del pronóstico.

Modelado de Fracturas 3-D

Pronostica la Geometría de la Fractura, Ubicación

del Apuntalante, y Perfomance del Tratamiento. Optimización del Tratamiento de Fracturación

Análisis en Tiempo Real

Evaluación Post - Fractura

Combina y Acopla las Ecuaciones de la Mecánica

de Rocas, la Mecánica de Fluidos y el Transporte

del Apuntalante


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Datos de Entrada para Los Modelos de Fractura en general

Propiedades del Reservorio

Permeabilidad, Porosidad, Saturación de Gas, etc.

Propiedades del Fluido de Fractura Propiedades de Filtrado, Reología, etc.

Datos del Apuntalante Resistencia, Conductividad, Empotramiento etc.

Propiedades Mecánicas Esfuerzo, Módulo de Young, Poisson, Toughness,

etc.

Datos de Terminación del Pozo

Profundidad, Tubulares, Punzados, etc.


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Los datos que se requieren para correr un modelo 3-D son los mismos que losrequeridos para un modelo 2-D excepto que se requiere también información de lascapas que confinan a la zona de interés. La clave para el éxito en el uso de un modelode propagación 3-D es cuantificar exactamente las variaciones en el flujo del fluido y laspropiedades mecánicas de las rocas en las diferentes formaciones que serán afectadaspor el tratamiento - zonas de interés, zonas sin interés, barreras, etc.

Datos Adicionales Para un Modelo 3-D

Propiedades del Reservorio Para Cada Capa

Permeabilidad, Porosidad, Presión, etc.

Propiedades Mecánicas Para Cada Capa

Esfuerzos, Módulo de Young, Poisson, etc.


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Un tratamiento de fracturación no puede ser diseñado sin evaluar el costo a incurrir en laejecución del tratamiento y el incremento de producción resultante.Para justificar el gasto, un incremento de producción substancial debe ser la resultantede un tratamiento de fracturación.

Datos Adicionales Necesarios Para la Optimización

Pronósticos de Producción

Permeabilidad, Area de Drenaje, Eficiencia de laTerminación (skin), etc.

Información Económica Precios del Gas, Tasa de Descuento, Costos del

Tratamiento, etc.


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Parámetros Medidos o Estimados

Esfuerzo In Situ

Modulo E de la Formación

Presión del Reservorio

Porosidad de la Formación

Permeabilidad de la Formación

Compresibilidad (Fluido y Formación)

Espesor de la Zona de Interés

Características de Pérdida de Fluido


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Parámetros Controlables

Estilo de la Completación del Pozo

Viscosidad del Fluido de Fractura

Densidad del Fluido de Fractura

Aditivos de Pérdida de Fluido

Volumen de Colchón

Volumen de Tratamiento

Caudal de Inyección

Concentración del Apuntalante


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Fuentes de Información

Dato Unidad Fuente

Permeabilidad md Coronas, Ensayos

Esfuerzo In Situ psi Perfiles, Mediciones

Espesores pies Perfiles, Coronas

Terminación Archivos, Prognosis

Fluido de Fractura Compañía de Servicio

Apuntalantes Compañía de Servicio

Porosidad % Coronas, Perfiles

Presión Reservorio psi Ensayos, Archivos

Módulo E psi Coronas, Perfiles

Compresibilidad psi Coronas, Perfiles

Poisson Corona, Perfiles

Profundidad pies Perfiles, Archivos

Temperatura °F Perfiles, Ensayos

Frac. Thoughness psi.

in Coronas, CorrelacionesSaturación Agua % Perfiles, Coronas

Espesor Bruta pies Perfiles, Coronas

Litología Coronas, Perfiles, Geólogo


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Datos del Reservorio - Permeabilidad

La permeabilidad de la formación es Uno de Los

Parámetros Más Importantes. Aún Así, a Menudo

no es Medida

Controla el Caudal de Flujo de Gas y laProducción Acumulada

Longitud de Fractura Optima

Optimo Apuntalante

Controla la Pérdida de Fluido y la Limpieza de la

Fractura

La Permeabilidad Puede Ser Sensible a la Caída

de Presión (Drawdown)


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Métodos Para Estimar la Permeabilidad

En general, el PTA y el PDA, son los más adecuados para la determinación depermeabilidad debido a que son métodos directos. La K medida en coronas sonmediciones puntuales y en una escala pequeña y generalmente no son hechas encondiciones de reservorio. Los resultados deben ser solamente usados en un contexto

relativo. Los perfiles a menudo no son efectivos en la estimación de la permeabilidad enreservorios cerrados a no ser ue estén calibrados con métodos de PTA /o coronas.

Método Calidad Costodel Dato

Análisis Transiente de Presión (PTA)

Análisis Datos de Producción (PDA)*Coronas

Perfiles

Correlaciones**

Otros

* Dependiendo de la disponibilidad de información,

puede ser el método más barato

** De buena calidad si están calibrados con otros

métodos


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Permeabilidad de Datos de Producción

Punzando y produciendo (ensayo) un pozo es a menudo una manera efectiva en ladeterminación de la permeabilidad. Se pueden usar modelos de Producción para ajustar(match) la producción y de ese ajuste determinar la permeabilidad y el factor skin. Unacomparación de la producción pre y post fractura es también útil en la determinación del

beneficio logrado por el tratamiento.


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Datos del Reservorio - Espesor Neto y Bruto

Estimado Normalmente de Perfiles

Espesor Bruto Importante en el Perfil de Esfuerzos

Espesor Neto Importante en la Pérdida de Fluido

De Perfiles También se Estima la Porosidad y la Saturación

de Gas

Puede ser Necesario Calibrar Los Perfiles con Datos de

Coronas


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Propiedades del Fluido

Datos Obtenidos de Las Cías. de Servicio

Datos Reológicos Para la Determinación de la

Viscosidad

n' = Indice de Comportamiento de Flujo

k' = Indice de Consistencia, lb segn'/pie

2

o = Yield Point (Espumas)

= Cizallamiento, seg-1

= Esfuerzo de Corte, lb/pie

2

= o + k' n'

(o = 0 para líquidos)

Datos de Pérdida de Fluido

Coeficiente de Pérdida de Fluido, Cw

Pérdida Instantánea

Datos de Fricción

Los parámetros n' y k' se usan para calcular la viscosidad del fluido en la fractura, n' y k' sonfunción del tipo de fluido (espuma, reticulado, lineal etc.) y de la temperatura. Los coeficientesde perdida de fluido e instantánea, son medidas en laboratorio, son función del tipo de fluido,propiedades de la roca y la presión diferencial aplicada. Cw se usa en combinación con Cv(control de viscosidad) y Cc (control de compresibilidad) para determinar el coeficiente total o

efectivo Ct. Sin embargo, la mejor forma de determinar el coeficiente efectivo Ct es mediante


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Medición de Coeficiente Cw

El coeficiente Cw se mide en laboratorio sobre muestras de testigo corona. Se aplica unapresión diferencial sobre la muestra usando el fluido de fractura. El volumen de filtradoacumulado se grafica versus la raíz cuadrada del tiempo. Después de un período corto detiempo asociado con la formación de la película de revoque, se establece una tendencialineal con una pendiente proporcional a Cw y el área de la muestra.


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Pérdida Total, Función de Cw,Cv y Cc

Si se efectúa un Minifrac, Ct se puede medir directamente. Este valor medido se puedeusar directamente en el modelo del simulador

Cw = Coeficiente de Pared Función del fluido, carga de polímero y

Permeabilidad de la formación

Cv = Coeficiente Control por Viscosidad

Función de la viscosidad del fluido de fracturay la permeabilidad

Importante en pozos de gas

Cc = Coeficiente Control por Compresibilidad Función de la compresibilidad Importante en pozos petroleros

1/Ct = 1/Cc + 1/Cv + 1/Cw


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Datos de Fricción

Cada compañía de servicio publica los datos de fricción de sus fluidos para distintoscaudales y tamaño de tuberia.En los simuladores, esta información esta condensada y disponible en un banco de datos.


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Propiedades de los Agentes de sosten

La función primaria del agente de sosten es la de mantener la fractura abierta una vez queha cesado el bombeo y se ha recuperado el fluido - creando un canal altamenteconductivo para que el fluido del reservorio drene hacia el pozo. Hay varios factorescríticos que influyen en la conductividad de la fractura tales como: la presión deconfinamiento, la resistencia y tipo del apuntalante y su concentración en la fractura. Ladensidad del apuntalante juega un papel importante en el proceso de convección ysedimentación del apuntalante en la fractura.

Conductividad, la Propiedad más Importante

Conductividad, Función de: Resistencia del Apuntalante

Presión del Apuntalante Tipo de Apuntalante

Concentración de Apuntalante

Densidad del Apuntalante

Importante en la Convección y Sedimentación del

Apuntalante


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Conductividad de la Fractura

La conductividad esta influenciada por la presión de confinamiento. En consecuencia, laconductividad a la presión de confinamiento anticipada, debe conocerse para cadasituación. Esto es extremadamente importante en casos de pozos profundos.


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Esfuerzos In Situ

Mediciones Directas

Mediciones de Esfuerzo “In Situ”

Mediciones Indirectas

Perfiles (Sónicos, Litología…)

Mediciones Dinámicas

Deben calibrarse

Coronas

Mediciones Estáticas

Deben ser Calibradas


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Determinación del Módulo de Young

Datos de Corona (preferida)

Mediciones Estáticas Más Adecuado al Fracturamiento Hidráulico Se mide Mecánicamente

Curvas Esfuerzo vs. Deformación

Datos de Perfiles (Sónicos)

Medición Dinámica Normalmente, Mayor que los Medidos sobre

Coronas

Los datos determinados de perfiles, pueden calibrase con los obtenidos de las coronas.Existen también banco de datos de donde se pueden obtener valores típicos de larelación de Poisson y el Módulo de Young.


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Relación de Poisson y Módulo de Young

Para varios tipos de rocasTipo de Relación de Mód.de YoungRoca Poisson (10

6psi)

Arena Gasífera 0.10 – 0.25 1 – 8

Arenisca 0.25 – 0.30 5 – 10

Siltstone 0.20 – 0.30 4 – 8

Caliza 0.30 – 0.35 6 – 13

Lutita 0,28 – 0.43 1 – 6

Granito 0.15 – 0.20 10

Carbón 0.35 –

0.45 0.1 - 1


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Módulo de Young

Condiciones de Carga Axial(Simplificación 2-D)

Esfuerzo = Esfuerzo - Presión PoralConfinamiento In Situ (Constante)

Esfuerzo

Deformación

En este cuadro se muestra esquemáticamente, como se mide el Módulo de Young en ellaboratorio. Una muestra de la roca es sometida a una presión de confinamiento. Luegose aumenta el esfuerzo (Stress) en una dirección y se mide la deformación (strain)

resultante.


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Módulo de Young de Perfiles

El Módulo de Young puede estimarse del tiempo de tránsito compresional que se obtienede un perfil sónico convencional, usando curvas para diferentes litologías. Sin embargo, elModulo de Young así determinado, debe usarse con precaución.


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Módulo de Young Estático vs. Dinámico

El módulo de Young determinado de perfiles es normalmente, mayor que el determinadosobre coronas. Los datos obtenidos de perfiles deberían ser corregidos antes de serusados en el diseño y aplicación en modelos de fracturas. Como se ve la relación entre elYoung dinamico y estático es de 2 a 1.


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Relación de Poisson

Se obtiene de ensayo de laboratorio igual que el modulo de Young y es la relacion entre ladeformacion transversal y longitudinal a la carga aplicada (es adimensional).

Condiciones de Carga Axial

Esfuerzo = Esfuerzo - Presión PoralConfinamiento In Situ (Constante)

Esfuerzo

Deformación Lateral

Esfuerzo

Deformación

Longitudinal


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Fracturabilidad (toughness) de la Roca

La Fracturabilidad o Toughness ( Kic) de una roca esta relacionada con la cantidad deenergía necesaria para propagar una fractura en un tipo particular de roca. Generalmente,no es una propiedad importante en la geometría excepto para fracturas pequeñas depequeño radio.

Fracturabilidad Toughness

Kic Fuente

(psi-in)

Arenisca Cozzete 1,430 No publicada

Arenisca Mesaverde 1,230 No publicadaLutitas Mancos 1,300 No publicada

Caliza de Indiana 845 SchmidtGranito Westerly 2,365 Schmidt y LutzLutita Devoniana 750 – 1,200 Jones y otros

Lutita Green River 730 – 1,000 CostinArenisca Benson 1,440 – 1580 Brechtel y otros

Lutita Benson 530 Brechtel y otros


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Datos Basados en la Litología

Cuando no se dispone de información a menudo se recurren a las bases de datos

basados en litología


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Perfiles de Esfuerzos y Permeabilidad

Para usar modelos 3-D, se tienen que desarrollar perfiles verticales de permeabilidad,propiedades y esfuerzos. La asignación de propiedades a las diferentes capas en el pozoes un paso crítico en el desarrollo de datos para la aplicación del modelo. Si laspropiedades son medidas ó estimadas adecuadamente los datos serán útiles.


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Perfil de Propiedades Mecánicas


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- TIP EFFECT





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6. CONCEPTOS CRITICOS

• Problemas de fractura simplificados

• Iniciación y propagación de fractura• Efecto de esfuerzos

• Modelado de fractura

• Ajuste de fractura (match)

• Efecto de punta (tip effects)• Fracturas múltiples

• Crecimiento de fracturas en alto

• Efecto de conveccion durante la fractura

• Tortuosidad en el NWBPelicula Overview

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Propiedades Mecánicas Típicas de las Rocas

Tipo de Roca E (psi e6)

Arenisca 1 - 6 ~ 0.20

Lutita (Shale) 1 - 6 ~ 0.25

Caliza 1 - 6 ~ 0.30

Granito 10 ~ 0.30

Carbón 0.1 - 1 ~ 0.40

Diatomita 0.05 - 0.4 ~ 0.20


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La viscosidad aparente de un fluido es igual a la pendiente de la curvas del gráfico

esfuerzo de corte vs. Velocidad de corte. La mayoría de los fluidos usados enfracturación son del tipo de ley de potencia. En estos fluidos, la viscosidad (pendiente dela tangente a la curva) disminuye con incremento de la velocidad de corte, es decir seafinan.

El índice de n' para un fluido que sigue la ley exponencial es siempre menor que 1.

Viscosidad del Fluido


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La viscosidad efectiva depende de la reología del fluido.Un fluido Newtoniano tiene un perfil parabólico cuando fluye entre placas paralelas.

Analogía: el agua en un río fluye más rápido en el medio y más lento en las orillas.Los fluidos No Newtonianos muestran un perfil de flujo tapón. El gradiente es bajo enuna buena porción del perfil dando una mayor viscosidad efectiva en el canal

Perfil de Flujo depende de la Reologia del Fluido


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La geometría de la fractura cerca del pozo, generalmente se crea en los primerossegundos del tratamiento.El "toughness" de la fractura es importante en la iniciación de la fractura pero tiene pocainfluencia durante la propagación.La presión de "ruptura" es considerada como la máxima durante la inyección.

Iniciación de la Fractura

Determina la Geometría en las Inmediaciones del Pozo y

la Tortuosidad

Facilidad de Iniciar la Fractura En Presencia de

Fracturas Naturales

La Fractura se Inicia a Presiones más Bajas Cuanto

Mayor es la Presión Poral - Se consigue Inyectando aBajos Caudales Antes de la Iniciación

La Iniciación es más Fácil Cuando Existe un Gran

Contraste Entre los Esfuerzos Mínimo Máximo

Perpendiculares al Pozo


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La Fracture Toughness juega un rol importante durante la iniciación de la fractura. Parauna fractura de longitud inicial de 1 pulgada, más de 500 psi son necesarias paraextender la fractura.a = Distancia radial

* Concentración de tensiones = Esfuerzos provocados por el pozo

Importancia de la Toughness en la Iniciación de la Fractura

Dada: Fracture Toughness de la roca de 1000

psi/in1/2

Radio Inicial de la Fractura, 1 pulgada

Asumiendo: Presión Neta Uniforme en la Fractura

(Despreciando Concentración de

Tensiones* en el pozo)

Calcular: Presión Neta Requerida P en la Fractura

Para propagarla

Solución: p = K ic/ a = 1000/ = 565 psi

Pozo

Fractura

pequeña


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La Fracture Toughness, no juega un papel dominante durante la propagación de lafractura ya que la presión neta está en el orden de varios cientos de psi y no de 16como se muestra en el ejemplo. La razón para esta diferencia es el asumir que lapresión en la fractura es uniforme. La presión neta cerca del tip de la fractura esnegativa debido a la falta de fluido (wet tip). En estas condiciones para conseguir lapropagación de la fractura, la presión neta en el resto de la fractura tiene que ser

bastante alta ( del orden de las presiones netas que se miden en el campo).

Toughness, Irrelevante en la Propagación de la Fractura

Dada: Fracture Toughness de la roca de 1000

psi/in1/2

Radio Inicial de la Fractura, 100 pies

Asumiendo: Presión Neta Uniforme en la Fractura

(Despreciando Concentración de

Tensiones* en el pozo)

Calcular: Presión Neta Requerida p en la FracturaPara propagarla

Solución: p = K ic/ a = 1000/ 1200 = 16 psi

Pozo

Fractura Larga


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La extensión o crecimiento de la fractura esta controlado principalmente por el "Esfuerzode Cierre de la Fractura", que es el esfuerzo que necesita ser superado para abrir lafractura. El esfuerzo de cierre puede ser diferente en las diferentes capas del pozo,permitiendo que la fractura se propague a través de ellas ó a veces, confinándola en sucrecimiento vertical.

El esfuerzo también afecta la orientación de la fractura.

Perfil de la Presión de Cierre

min

La Presión de Cierre min

Determina La Presión Mínima

Para Abrir la Fractura

Generalmente la Presión de Cierre

Aumenta con la Profundidad (Arena)

Depende de la Litología

(Mayor en Lutitas que en Arenas) (Lutita)

Representa solamente el componente

Del Esfuerzo Principal Mínimo

en la vecindad del pozo


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Se refiere como Plano de Fractura Preferido al plano en el cual se propaga la fracturalejos del pozo. La orientación de este plano esta determinada por la orientación delmínimo esfuerzo y es independiente de la orientación del pozo.

Plano Preferido de Fractura


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Cuando el pozo no esta perfectamente alineado con el plano preferencial de la fractura,se puede favorecer el crecimiento de fracturas múltiples y pueden presentarse

problemas de tortuosidad

Plano de Fractura No Alineado con la Orientación del Pozo


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El esfuerzo efectivo es la carga que esta siendo soportado por la matriz de la roca. Estambién el esfuerzo que debe soportar el agente de sostén.

Esfuerzo Efectivo

Esfuerzo Total ( total )

Esfuerzo

Presión Efectivo

Poral

sobre

Granos

efec

efectivo = total - pporal


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En el cuadro se ve el perfil de esfuerzos para una secuencia de arenas y lutitas. Seefectuó una fractura durante la terminación del pozo (izquierda). La fractura creadacubre las dos arenas superiores. Durante la producción la arena del intervalo punzado(de mayor permeabilidad y mejor conductividad) es la más depletada. Esto resulta enuna menor presión de cierre del intervalo depletado. En un tratamiento de re -

fracturación, la fractura quedara más confinada en el intervalo depletado.

Variación en la Presión Poral Cambia las Dimensiones de la fractura


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El fracturamiento hidráulico es un proceso complejo afectado por muchos parámetrosvariables o desconocidos. El proceso se complica aun más si recordamos que este se

produce a varios cientos o miles de metros abajo en el subsuelo.Para ayudarnos a entender el proceso físico se utilizan modelos matemáticos delproceso. Estos modelos se usan para:•Predecir la respuesta durante un tratamiento de fracturación•Optimizar el proceso para maximizar la producción y minimizar el costo.•Controlar hacia donde la fractura crece•Profundidad de penetración en una zona específica

•Evitar la producción de zonas vecinas desfavorables

Objetivos del Modelado del Crecimiento de la Fractura


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La Presión Neta es la variable individual más importante en el análisis de presión deuna fractura. La Presión Neta está directamente relacionada a la longitud, al ancho y a laaltura de la fractura.En el ajuste histórico de presiones, la presión neta observada es ajustada con la presiónneta pronosticada por el modelo. El ajuste en consecuencia da una forma de determinaraproximadamente las dimensiones de la fractura.

Ajuste de Presiones (Match)

Presión Neta

Presión Observada

Neta Presión NetaSimulada

q

Tiempo

Presión Neta

ObservadaPresión

NetaPresión Neta

Simulada

Tiempo


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Para determinar la geometría de la fractura más aproximada a la realidad, la presiónneta debe ser bien definida. Si hay una gran discrepancia (figura superior) entre lapresión neta observada y la presión neta del modelo, la predicción de las dimensionesde la fractura no será nada exacta..

Análisis de los Datos Reales de un Tratamiento de Fractura

Usando Presión Neta Pronosticada

Pnet Observada

Pnet Simulada

q

TiempoUsando Presión Neta Observada

Pnet Obs. Ajustada

Con Pnet simulada

q

Tiempo


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Pnet. = Psup. + Phid. – Pfriccion total (tubing + punz.+ NWB friccion) – P Cierre.En caso de tener sensor en fondo o cañería muerta se usa ese valor que es más preciso,igual se debe considerar la friccion en el NWB y los punzados, calculados a partir de unStep Down test.La Presión Neta simulada (Pnet. modelo) es calculada en el modelo sobre la base de las

propiedades mecánicas de las rocas, esfuerzos caudal, permeabilidad etc.

Ajuste de las Presiones Netas

Parámetros de Inyección en Superficie

Presión, Caudal, Concentración del Sostén

Pnet Observada Pnet Simulada

Pnet ob = Pw + Ph - Pf(total) - Pc Pnet( modelo)= f ( Caudal,

presión de cierre,

Pf(total) = Pf + Ppf + PNWF permeabilidad,

propiedades mecánicas

concentración, etc)


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Durante un tratamiento de fractura, estamos interesados en la determinación de la presiónneta en el interior de la fractura, por que esta presión esta directamente relacionada con lasdimensiones de la fractura. Para llegar a esto, se tienen que restar varias componentes depresión, cada una de ellas con una relación diferente con el caudal. Un valor promedio para elexponente en la relación entre la fricción en el pozo y el caudal en régimen turbulento estaentre 1.5 y 2.0. Para flujo laminar el exponente n es generalmente menor de 1 (para fluidos

sensibles al corte como son los normalmente usados en fracturación).

Cálculo de la Presión Neta desde la Presión de Superficie

Pfondo = Pboca + Phidrostática - Pfricción pozo

Pf = K w qn

Pneta = Pfondo - Pcierre - Ppzdos/NWF

Ppzdos/NWF = Ppzdos + PNWF

= K pq2

+ K n q1/2

donde:

K = constante

=


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En el cuadro se muestra una correlación gráfica de la fricción en los tubulares versus elcaudal. En este tipo de correlaciones simplificadas, se asume que el comportamiento delfluido sigue la ley exponencial tanto en flujo laminar como en flujo turbulento. Para flujolaminar el exponente n es generalmente menor que 1, mientras que para régimenturbulento, el valor de n esta entre 1.2 y 1.8. La transición entre estos dos regímenesdepende de la reología del fluido y es muy sensible al diámetro. El caudal crítico detransición es proporcional al cubo del diámetro interno del conducto.

Fricción en el Pozo


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Fricción en Punzados es Función del Caudal al Cuadrado

Q 2

Pperf = 0.2369

CNperf D2

Donde:

= Densidad (lb/ga)

Q = Caudal (bpm)

Nperf = Número de PerforacionesD = Diámetro de la Perforación

C = Coeficiente de Descarga


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Fricción en las Inmediaciones del Pozo (NWF)

La NWF varía aproximadamente con la raíz cuadrada del

caudal.

Flujo del Fluido a Través de una Apertura Presión

Dependiente y Estrecha en las Inmediaciones del Pozo

La Caída de Presión es Proporcional a Qn con Valores de

n entre 1/4 a 1

Valor Típico n = 1/2


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Las presiones netas de fractura son muy superiores a las esperadas basadas en uncomportamiento lineal elástico de la roca.Cuando se considera un comportamiento No Lineal elástico, la propagación de lafractura en el extremo (tip) es más difícil, resultando en una fractura más corta y más

ancha.

Efectos del Extremo (tip) en el Crecimiento de la Fractura

Comportamiento Elástico de la RocaFracturas Largas y angostas

Dilatancia (Comportamiento No Elástico de la Roca)

Fracturas Cortas y Anchas


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Que son los Efectos de Extremo (Tip Effects)?

Comportamiento No Lineal de la Roca Bajo Grandes

Esfuerzos Diferenciales de Compresión (Dilatancia)

Una Roca Puede "Hincharse" a Grandes Esfuerzos de

Confinamiento en Dos Direcciones y sin Confinamiento

en la otra Dirección

Ancho de la Fractura Cerca del Extremo (Tip) de la

Fractura más Pequeño que el Esperado

Creación de una "Zona De Proceso" en el Extremo de la

Fractura


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Que es Dilatancia?

Dilatancia: Expansión de la Roca a Grandes Esfuerzos

Diferenciales

Debido a los grandes esfuerzos diferenciales presentes en el extremo de la fractura (tip),el volumen de la roca puede aumentar con el incremento de esfuerzos de compresión noconfinados. Esto causa un efecto de rebote en el tip de la fractura. En estas condiciones,es más difícil propagar la fractura que en condiciones de elasticidad lineal.

Dilatancy

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Dilatancia Para Grandes Esfuerzos Diferenciales

Cerca del Extremo (Tip) de la Fractura

En el extremo (Tip), el estado de esfuerzos original se modifica, la relación de losesfuerzos principales efectivos (esfuerzos diferenciales) en la vecindad del Tip tiende ainfinito a medida que min tiende a cero por no haber fluido. Bajo de estas condicionesde carga, la roca tiende a dilatarse restringiendo la apertura de la fractura en el Tip.

Presión en la

c Fractura

Pp

Distancia

Perfil del Ancho de la Fractura

min min- min

int int- min

max max - min


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Dilatancia Para Grandes Esfuerzos Diferenciales

Cerca del Extremo (Tip) de la Fractura

En condiciones promedio de campo, los esfuerzos principales máximoe intermedio pueden ser del orden de 4000 a 5000 psi, mientras que elesfuerzo principal mínimo se hace cero en la cara abierta de la

fractura.Para el cuerpo principal de la fractura, la dilatación de la roca podráreducir el ancho (de 0.5 a 0.45 pulgadas) lo cual no tiene un impactodramático en las pérdidas de carga en la fractura. Sin embargo, lamisma restricción de 0.05" debido a la dilatancia, puede tener un efectodramático en una fractura de 0.06" existente en la proximidad del tip.Esta reducción de ancho de 0.06" a 0.01", provoca una caída depresión más pronunciada en las cercanías del extremo (tip) de lafractura.


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Consecuencia de los Efectos de Extremo (Tip Effects)

La Dilatancia resulta en:- Presiones netas más altas- Fracturas mas anchas (aunque en el extremo (tip) el ancho es más pequeño).- Menor pérdida de carga en el cuerpo de la fractura y en consecuencia, menossensibilidad a la reología del fluido debido al mayor ancho de la fractura.Cuando la fractura se reduce en ancho cerca del extremo (tip) de la fractura a la mitad desu tamaño original debido a la dilatancia, la presión necesaria para mantener esta parte

de la fractura abierta se hace 8 veces mayor

Modelo Elástico No - Lineal

Pnet

Modelo Elástico Lineal

Lf

Modelo Elástico No - Lineal

Wfrac

Modelo Elástico Lineal

Lf


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Consecuencias de los Efectos de Extremo (Tip)

Mayores Presiones Netas

Menor Crecimiento en Altura - Confinamiento

Fracturas Más Anchas

Y como Resultado de Todo Esto

Convección del Sostén Más Importante

La presión Neta y el Ancho en el Cuerpo Principal de

la Fractura son Menos Sensibles a la Reología de la Fractura

En Muchos Casos, se Requiere Volúmenes de

Colchónmás Pequeños


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Fracturas Hidráulica Múltiples

Al contrario de lo que se pensaba tiempo atrás, generalmente no hay una sola y simplefractura que se propaga del pozo hacia la formación, sino que existen fracturas múltiples

que se propagan simultáneamente.


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Que Son Fracturas Múltiples ?

Dos posibles formas de propagación de fracturas múltiples:• Fracturas que crecen mas o menos independientes una de otra en diferentes partes a lo largo del pozo;• Fracturas que crecen paralelamente unas con otras y compiten por ocupar espacio abierto (ancho)

En un ambiente de esfuerzos/microfisuras, es posible esperar la generación de fracturas múltiplesparalelas.La propagación de fracturas múltiples independientes es más probable cuando se fracturan punzadosmúltiples, y/o cuando la separación lateral entre fracturas es grande comparado con la altura; por ejemplo,el caso de pozos desviados. La presencia de fracturas naturales puede llevar a la generación de sistemasde fracturas hidráulicas más complejas, especialmente cuando estas fracturas hidráulicas artificialesinterceptan las fracturas naturales.

Multiple fracture

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Fracturas Hidráulicas Múltiples Superpuestas

Cuando existe solo una fractura, esta puede desarrollar un ancho de dimensionessignificativas. La apertura de fracturas múltiples resulta en un incremento en el esfuerzolocal de cierre (los resortes se hacen más cortos - representando un incremento en elesfuerzo). En consecuencia, se requerirá una presión neta mayor para propagar lasfracturas múltiples que crecen simultáneamente.


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Fracturas Hidráulicas Múltiples Independientes

Fractura Simple: Baja Pérdida de Fluido y Alta Eficiencia del FluidoFracturas Múltiples: Alta Pérdida de Fluido y Baja Eficiencia del FluidoLa pérdida de fluido aumenta significativamente (reservorios de gas) a medida que másfracturas se propagan al mismo tiempo, aumentando el área de fractura. La Eficiencia delfluido se reduce, disminuyendo así la longitud de fractura posible de alcanzar.

Fractura Simple

Filtrado

Total de Fluido

Fluido de Fractura Bombeado

Fracturas Múltiples

Fluido de

Fractura

Pérdida de

Fluido


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Consecuencias de Fracturas Múltiples Hidráulicas

Fractura Individual de Ancho Reducido - Aumenta el

Riesgo de Arenamiento Potencial

Mayor Pérdida de Fluido - Baja Eficiencia

Longitud de Fractura Reducida

Mayores Presiones Netas de Tratamiento

Menor Confinamiento

Alta Conductividad de Fractura Cerca del Pozo


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Como Minimizar las Fracturas Múltiples

La propagación de fracturas múltiples está a menudo gobernada por la naturaleza de laroca, especialmente si existen numerosas fracturas naturales. Sin embargo, existentécnicas de terminación y procedimientos de tratamiento que puedan reducir el número

de fracturas que se inician desde el pozo

Menores Intervalos Punzados o de Pozo Abierto Para

Reducir el Número de Puntos de Iniciación de Fracturas

Múltiples

Elevada Viscosidad y/o Caudal para Favorecer el

Encadenado de las Fracturas Múltiples

Píldoras de Arena Para Obturar la Fracturas Múltiples

Punzados Orientados para Reducir en Número de

Fracturas Múltiples que se Propagan Muy Cerca Unas

de Otras


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Que es el Crecimiento Vertical de la Fractura

Las presiones netas medidas en el campo pueden ser tan bajas como 100 psi(formaciones someras) hasta de varios 1000' s de psi. Típicamente están en el orden devarios cientos de psi. Esto es mucho mayor que el contraste de esfuerzos de cierrepromedio para las diferentes capas que existen en el campo.Por esta razón, las fracturas tienden a crecer radialmente y no son totalmente confinadas

por las formaciones vecinas

"Barrera" Geometría de la Fractura

Para Un Modelo

Dilatante 3D

"Barrera" Geometría de la Fractura

Para un Modelo 2D

Zona de Interés


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Efecto de la Permeabilidad en el Crecimiento Vertical de la Fractura

El crecimiento vertical de la fractura puede reducirse notablemente cuando la fractura seextiende en capas de elevada permeabilidad. La pérdida de fluido en esta capa es muy alta(especialmente al principio) en consecuencia menor cantidad de fluido para propagar la

fractura

Barrera con elevada permeabilidad (1 d en formación de 10md) puede confinar el crecimiento de la fractura

Fractura

Zona de Baja

Permeabilidad

Zona de Alta

Permeabilidad


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Consecuencias del Crecimiento de la Fractura en Altura

La Fractura Puede No Penetrar Muy Profundo en la

Formación (No Podría Alcanzarse la Longitud de

Fractura Optima)

La Fractura Puede Encadenar Varias Arenas

Productivas Aisladas entre si por Lutitas

La Fractura Puede Extenderse Considerablemente en

Zonas No- Productivas

La Fractura Puede No quedar Soportada (Empaquetada)

en la Zona de Interés


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Transporte del agente de sosten

El transporte en la fractura puede limitar severamente las dimensiones (altura y longitud) dela fractura empaquetada que puede obtenerse en un tratamiento de fracturación, debido afenómenos de convección y sedimentación. Un tratamiento de fracturación mal diseñado,puede provocar que el entibador quede ubicado en el fondo de la fractura debajo de la zonade interés. La convección es el fenómeno por el cual, la densa lechada transportando elsostenedor, fluye hacia abajo por efecto de la gravedad. Esta densa lechada reemplaza al

fluido más liviano del fondo de la fractura Convection

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Convección es el Transporte Hacia Debajo de una Lechada Densa

El caudal en la fractura se manifiesta en una componente de velocidad horizontal y lasedimentación/convección en una componente vertical de velocidad. La relación entre estasdos velocidades determina cuan lejos el sostén o apuntalador podrá ser transportado en lafractura.

= Concentración del Apuntalador (ppg)

< <

1 2 3

1

3

2

1 2 3


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Mecánica de la Convección del Sostén

La lechada de sostén se mueve hacia el fondo de la fractura una vez que se inyecta en elcolchón. A medida que entran a la fractura lechadas de mayor concentración (más pesadas) ,estas pueden "invadir" la lechada más liviana del fondo de la fractura. Al finalizar el bombeo,la lechada más liviana (de menor concentración de sostén) puede quedar ubicada en la parte

más alta de la fractura mientras que la lechada más pesada queda en el fondo de la fractura

1. Inyección Colchón 2. Inyec. Sostén 3. Inyecc. SosténBaja (lb/gal) Media (lb/gal)

4. Inyecc. Sostén 5. Termina 6. Cierre de laMáxima (lb/gal) Desplazamiento Fractura

C d O l C ió d l S té ?


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Cuando Ocurre la Convección del Sostén ?

La convección puede producirse en fracturas que tienen largos tiempos de cierre que a suvez, pueden ser provocados por: Grandes volúmenes ó exceso de colchón, Concentracionesmáximas de sostén reducidas, Coeficiente de pérdida de fluido muy bajo (baja permeabilidaddel reservorio). La convección puede también manifestarse cuando existen grandesdiferencias de densidad entre el fluido del colchón y la lechada de sostén (espumas) o cuandose usan fluidos inestables.


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P Mi i i L C ió R d i l Ti d Ci


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Para Minimizar La Convección, Reducir el Tiempo de Cierre

Reducir el Volumen de Colchón

Aumentar los Volúmenes de Sostén

Diseñar el Tratamiento, Tendiendo al Arenamiento delExtremo (Tip Screen Out) Hacia el Final del

Tratamiento

Usar la Técnica del Cierre Forzado

Combating convection Cleary

Causas de la Tortuosidad en las Adyacencias del Pozo

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Causas de la Tortuosidad en las Adyacencias del Pozo

La Tortuosidad es una restricción de ancho en el área de la fractura que

conecta el pozo con la fractura principal.Durante el bombeo, esta restricción provoca una pérdida de carga en la fractura muy cercadel pozo. Esta pérdida de carga en las proximidades del pozo (NWF) da una diferencia entrela presión en el fondo del pozo y la presión en el cuerpo principal en la fractura (que controlael crecimiento, propagación, y las dimensiones de la fractura). Cuando se agrega el agente desostén al fluido, la pérdida de carga en las adyacencias del pozo (NWF) puede aumentardramáticamente debido a las dificultades para transportar el sostén a través de esa regióntortuosa y restringida pudiendo ocasionar el arenamiento prematura. De hecho es la causa de

la mayoría de los arenamientos prematuros y no agotamiento del colchón

Fracturas Múltiples Compitiendo Por el Ancho

Reorientación hacia el plano Preferencial de fractura

Iniciación de

Fracturas de

Corte Iniciación en el

Anular

Brusca Reorientación en

Intersecciones con fracturas Naturales

Tortuosity definition

Tort osidad

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Tortuosidad

Este gráfico ilustra el concepto de la tortuosidad en las adyacencias del pozo. En lugar deinyectar todo el fluido desde el pozo directamente hacia la fractura, todo el fluido pasa primeroa través de las válvulas que se esquematizan en la figura. Esto provoca un significativoincremento en la presión en el pozo necesaria para propagar la fractura y a menudo, provocar

un arenamiento prematuro en la entrada a la fractura

Pozo

Tortuosidad Adyacente al pozo

Ala de la

FracturaAla de la

Fractura

Tortuosidad


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Tortuosidad

El trompetista infla el globo soplando a través de la trompeta haciendo un esfuerzo adicionalpara vencer la fricción en la trompeta.La tortuosidad en la fractura trabaja de la misma manera. La presión en el pozo tiene que sermucho mayor que en el cuerpo principal de la fractura debido a la pérdida de carga por

fricción en el camino tortuoso en las adyacencias al pozo ó la región de entrada a la fractura

Tortuosidad: Restricción del ancho cerca del pozo


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Tortuosidad: Restricción del ancho cerca del pozo

Geometría de fractura en las adyacencias del pozo como resultado de los siguientes factores:

- Curvatura gradual o brusca debido a la reorientación de la fractura desde el plano deiniciación hacia su plano de orientación preferencial. La reorientación de la fractura es gradualcuando el contraste entre los esfuerzos máximo y mínimo es pequeño. La reorientación esbrusca cuando este contraste es significativo.- Curvatura brusca de la fractura debido a la presencia de fracturas naturales.- Fracturas múltiples que compiten en el mismo espacio por el ancho.- Crecimiento de la fractura a lo largo del anillo entre el cemento y el casing rígido debido a la

mala calidad del cemento Estas fracturas ueden iniciarse le os del intervalo unzado

Perforaciones Casing

Anular

Cementado

max

min

Cuando se Produce la Tortuosidad


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Cuando se Produce la Tortuosidad

La tortuosidad puede presentarse bajo diversidad de circunstancias. Una muy común son loslargos intervalos punzados, ya que pueden iniciarse varias fracturas a lo largo del intervalopunzado.

Areas con Altos Esfuerzos Diferenciales

Largos Intervalos Punzados (ej. más de 20 pies)

Varios Punzados Espaciados

Pozos que se Desvían del Plano Preferencial de Fractura

Formaciones Naturalmente Fracturada

Consecuencias de la Tortuosidad o NWF


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Consecuencias de la Tortuosidad o NWF

La principal consecuencia de la Tortuosidad es el arenamiento prematuro asociado con elpuenteo del apuntalador. En algunos casos, el tratamiento se va en presión aún antes deempezar el sostén. Históricamente, este problema de ha resuelto bombeando tratamientoscon grandes volúmenes de colchón y bajas concentraciones de sostén resultando

tratamientos menos que lo óptimo

Arenamiento Prematuro Debido al Puenteo del

Apuntalador (El más Común)

Imposible Bombear el Tratamiento en Algunos Pozos

Tratamientos Menos que Optimos: Colchones Grandes y

Bajas Concentraciones de Sostén

La Tortuosidad es Difícil de PREDECIR Pero Fácil de

MEDIR Usando Cambios de Caudal

Screen Out Cleary

Medición de la Tortuosidad: Prueba de Step Down

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Medición de la Tortuosidad: Prueba de Step Down

La tortuosidad puede medirse haciendo un Stepdown que consiste en:Cambios Instantáneos de Caudal, ej., de 30 a 20 a 10 bpm. los cambios deben ser abruptos.Cada escalón de la prueba dura alrededor de 20 segundos - justo lo suficiente para equilibrarla presión. La geometría de la fractura no debe cambiar durante la reducción del caudal - Elvolumen de fluido durante el stepdown test (escalera de reducción de caudal), debe serpequeño comparado con el volumen inyectado antes de empezar con el stepdown.La figura de la izquierda es un ejemplo de un stepdown incorrectamente efectuado, ya que elstepdown lleva más tiempo que la inyección. El de la derecha es un buen ejemplo de uncorrecto stepdown test: La geometría de la fractura no cambiará dramáticamente durante el

stepdown debido a que un volumen de fluido significativamente mayor fue inyectado antes

Prueba de Step Down

Stepdown Equivocado Stepdown Correcto

Q Q

Tiem o Tiem o

Medición de Tortuosidad: Prueba de Stepdown


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Medición de Tortuosidad: Prueba de Stepdown

La prueba del Stepdown hace uso de la diferencia de comportamiento entre la fricción en lasperforaciones del punzado y la fricción en la fractura tortuosa adyacente al pozo. La fricciónen las perforaciones cambia con el caudal al cuadrado mientras que la fricción en la

tortuosidad cambia con la raíz cuadrada del caudal

Medición de la Tortuosidad: Prueba de Stepdown


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Medición de la Tortuosidad: Prueba de Stepdown

En este ejemplo, la fricción en la tortuosidad es el régimen dominante sobre la fricción en lospunzados. Como puede verse, cuando la tortuosidad es el régimen dominante, los cambios

en la presión de fondo son mayores para cambios en los regímenes bajos de bombeo

Fricción en TortuosidadRégimen Dominante


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Remoción de la Tortuosidad - Uso de "Píldoras de Arena"


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Remoción de la Tortuosidad - Uso de Píldoras de Arena

Las "Píldoras de Arena" pueden inyectarse al principio del tratamiento para obturar lasfracturas múltiples inducidas en la región adyacente al pozo. La píldora obturará las fracturasmenos conductivas dejando abierta la de mayor conductividad. Sin embargo, cuando laconcentración de arena o sostén en la píldora es muy alta, pueden obturarse todas lasfracturas. En consecuencia, las píldoras deben ser implementadas cuidadosamente

em ezando con ba as concentraciones

Antes de la

Píldora de Arena

(Proppant Slug)

Fractura Dominante

Después de la

Píldora de Arena

(Proppant Slug)

Fracturas Múltiple Obturadas

Proppant conc Vs Proppant convection

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- TIP EFFECT





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PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE FRACTURA