fracturamiento hidraulico 2
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Andrés CastañedaChristian Galeano
Juan Sebastián BarahonaJuan Sebastián Bohórquez
Sebastián Sánchez C
El fluido de fractura transmite la presión
hidráulica de las bombas en superficie a la
formación, creando las fracturas en la
formación y llevando el material
soportante dentro de ella.
Mínimo daño a la permeabilidad de la
formación y fractura.
Coeficiente bajo perdida por filtrado
Capacidad de transporte
Fácil remoción después del tratamiento
Ser estable para que pueda retener su
viscosidad durante el tratamiento.
Fácil preparación del fluido en el campo
Manipulación segura.
Bajos costos
Compatibilidad con los fluidos de
formación.
Capaz de desarrollar el ancho de la
fractura necesaria
Este fluido fracturante no
contiene material sustentante
en suspensión. El objetivo
principal es iniciar y propagar
la fractura.
Cuando se ha inyectado el fluido de
relleno, se agrega al fluido fracturante un
material soportante, este aumenta la
concentración del mismo hasta el final del
tratamiento. La concentración del material
soportante dependen de la capacidad de
transporte del mismo con el fluido, la
capacidad de aceptación del yacimiento y
la creación de la fractura.
Este material es soportante debe oponerse al esfuerzo en el plano horizontal, con el objetivo de mantener abierta la fractura después de la acción de la presión neta, por esto la resistencia del material debe ser de una importancia crucial para el éxito de un fracturamiento hidráulico.
El agente apuntalante es el único que debe permanecer en la fractura manteniéndola abierta y generando un canal conducto para el flujo de los fluidos de formación hacia el pozo.
Resistencia y densidad
Distribución y tamaño del grano
Redondez y geometría
Cantidad de finos e impurezas
Arena natural: Este material soportante
comúnmente utilizado, en formaciones con
esfuerzos bajos.
Baucitas: Utilizado en formaciones de
altos esfuerzos.
Cerámicos: Varían su densidad
dependiendo de las necesidades del
fracturamiento
El Fluido de Limpieza o flush
tiene la tarea de desplazar la
suspensión desde el pozo hasta
la punta de la fractura.
BASE AGUA:
• Bajo Costo
• Alto Desempeño
• Fácil Manejo
• Polímeros solubles aumentan la viscosidad
• Adelgazamiento de la solución a altas temperaturas
• Problemas en formaciones reactivas
BASE ACEITE:
• Causan menos daño a la formación
• Alto impacto al medio ambiente
• Transporta arenas muy bajos (3-4 lb/gal)
• Baja conductividad de la fractura generada
BASE ALCOHOL: El alcohol disminuye la
tensión superficial del agua y genera un gran
uso como estabilizador de temperatura.
EMULSIONES: En presencia de geles
disminuyen las pérdidas por fricción.
BASE ESPUMA: Es una tecnología donde las
burbujas de gas dan alta viscosidad y una
excelente capacidad de transporte del material
soportante.
Romper el fluido una vez que el trabajo finaliza
Controlar la perdida de fluido
Minimizar el daño a la formación
Ajustar el PH
Mejora la estabilidad con la temperatura
Control de bacterias
Mejora la estabilidad con la temperatura
Son agentes que unen las cadenas formadas por el polímero aumentando altamente laviscosidad, activando el fluido. Los más comunes se tienen los boratos, aluminatos, zirconatos.
Polímero usado para generar el gel lineal
La selección depende:
Temperatura de operación PH del sistema
Reducen la viscosidad del sistema
fluido y apuntalante, partiendo el
polímero en fragmentos de bajo peso
molecular. Los mas usados son
Oxidantes y Enzimas.
Oxidantes: Descomposición térmica genera
radicales de sulfatos reactivos que atacan el
polímero, disminuyendo su peso molecular y su
habilidad viscosificante
ENZIMAS: Rompedores usados para reducir la
viscosidad de cualquiera de los fluidos base
agua. Se usan en ambientes moderados en
rangos de PH de 3.5 a 8 y temperaturas
menores de 150 °F
El control de pérdida de filtrado es fundamenta para un tratamientoeficiente. La efectividad de los aditivos dependerá del tipo deproblema de pérdida:
1. Pérdida por una matriz de permeabilidad alta2. Pérdida por baja micro fracturas
La harina sílica es un aditivo efectivo de pérdida de filtrado yayuda a establecer un enjarre.
Las resinas solubles en aceite también son usadas como controlde pérdida de filtrado, estas pueden puentear y sellar los porospara reducir la pérdida de fluido. Tienen la ventaja sobre la harinasílica y los almidones en que son solubles en aceite y se disuelvenen hidrocarburos líquidos producidos.
Previenen la pérdida de viscosidad causada por bacterias que degradan el polímero, Materiales como:
GlutaraldehidosClorofenatosAminas CuaternariasIsotiazolinas
Es común agregar el bactericida a los tanques de fractura antes de que se agregue el agua, para asegurar que el nivel de enzima bacterial
se mantendrá bajo.
Se adicionan al gel lineal para dar mayor
estabilidad al fluido, cuando se tienen altas
temperaturas de operación, normalmente arriba de
200 F.
Suelen ser compuestos salinos:
Tiosulfato de Sodio (Na2S2O3)
Son usados generalmente para
estabilizar emulsiones de aceite en
agua, para reducir las tensiones
superficiales o interfaciales.
Promueven la limpieza del fluido
Se usan con dos motivos principales:
1. Facilitar la hidratación:Acetato de sodioBicarbonato de sodio
Facilitar la formación del gel lineal (fluido sin activar),mejorando la hidratación
1. Proporcionar y mantener un rango de pH: Carbonato de potasio
Activar el agente reticulante y poder formar los enlaces entrecruzados entre las cadenas poliméricas
Utilizados para la prevención de migración de
arcillas.
Se usan soluciones del 1 al 3% de cloruro de
potasio para :
Estabilizar las arcillas
Prevenir su hinchamiento
Para poder ejecutar un fracturamiento hidráulico, es
necesario realizar un diseño en el cual se debe de tener
conocimiento de diversos parámetros que serán
empleados en cualquier software delas diferentes
empresas de servicios, para la simulación de los
parámetros de fractura.
Para un fracturamiento se requiere diferentes diseños
con el fin de obtener la mejor propuesta a sus objetivos,
se debe contar con información previa y con una serie
de herramientas.
FUNDAMENTOS
Incrementar su inyectividad
Mitigar problemas de arenamiento
Incrementar su producción
Minimizar deposición de
asfáltenos
Análisis pre y post fractura de
pozos vecinos.
Características del fluido de
fractura y del apuntalante.
Estudios de laboratorio sobre
propiedades de la formación.
Simuladores del
comportamiento de la
producción del yacimiento.
Registros eléctricos.
• El Pre-Frac define si el reservorio esapto para ser fracturado; esto conlleva adeterminar la factibilidad técnica yeconómica, diseñar la operación delfracturamiento y establecer las bases decomparación con los resultados.
PRE-FRAC
• El Mini-Frac conoce las condicionesespecíficas de fracturamiento de cadareservorio en particular, determinando losparámetros operativos tales como: presión defractura, eficiencia del fluido fracturante,tortuosidad y restricciones de lacompletación, presión de cierre y tiempo decierre de la fractura.
MINI-FRAC
CONSIDERACIONES DE DISEÑO
Litología y mineralogía
de la formación.
Geometría de la fractura.
Configuración física del
pozo.
1. Selección del sistema de fluidos aplicable a la formación.
2. Selección del apuntalante (resistencia y conductividad)
3. Determinación del volumen a bombear y la programación
de inyección del material sustentante
4. Determinación del máximo gasto de bombeo permitido,
basándose en la limitante de presión (cabezales y tuberías)
Procedimiento básico para la optimización:
5. Selección de un modelo apropiado de la propagación de la fractura
y conductividad para las características de la formación.
6. Determinación de la entrada de datos requeridos para el modelo
geométrico seleccionado.
7. Determinación de la penetración y conductividad de la fractura para
una selección del tratamiento y concentración del apuntalante por
medio de un simulador.
8. Determinación del gasto de producción y recuperación acumulada
en un determinado periodo seleccionado para una penetración de
apuntalante y su correspondiente conductividad.
9. Cálculo del valor presente de los ingresos netos de la producción
basada en un gasto discontinuo.
10. Cálculo del costo total del tratamiento, incluyendo los costos
asociados con los fluidos, apuntalante y caballaje hidráulico.
11. Cálculo del VPN para la fractura, pero sustrayendo el costo
del tratamiento del ingreso neto descontado del pozo (paso 9
menos paso 8).
12. Repetición del ciclo del proceso computacional hasta que el
VPN decrece o se llega a la máxima longitud.
13. Construcción de curvas mostrando el VPN de la fractura con
otros criterios económicos apropiados contra la penetración
de la fractura.
FRACTURAMIENTO HIDRAULICO
Selección de un fluido de fractura
Temperatura del fondo del
pozo
Capacidad de
transporte del
sustentante
Perdida del
fluido
Selección del apuntalante
Optimiza la permeabilidad
o conductividad con la relación costo-beneficio
asociado.
Selección del gasto de inyección
Se consideran altos gastos de inyección para incrementar la eficiencia del tratamiento con el fin de disminuir los tiempos
de perdida de fluido, incrementar el ancho y la altura de la fractura
Selección del modelo geométrico
Se asegura que la adición de
apuntalante no cause un
arenamiento no deseado
Se determina el fluido de
tratamiento y volumen de apuntalante requerido.
Se debe asegurar que la concentración
de apuntalante proporcione una
adecuada conductividad.
VARIABLES DE DISEÑO
DESCRIPCION DE LA VARIABLE Símbolo, Valor, Unidad
Coeficiente de Leakoff
Profundidad
Altura de la fractura
Permeabilidad del yacimiento
Presión de fondo fluyendo
Altura del yacimiento
Viscosidad del fluido del yacimiento
Esfuerzo horizontal mínimo
Compresibilidad total
Presión inicial del yacimiento
Factor de volumen de la formación
Modulo de Young
Porosidad del yacimiento
Razón de poisson
El proceso consiste en aplicar presión a una formación, hasta que se produce en ésta una falla o fractura. Una vez producida la rotura, se continúa aplicando presión para extenderla más allá del punto de falla y crear un canal de flujo de gran tamaño que conecte las fracturas naturales y produzca una gran área de drene de fluidos del yacimiento.
Mejorar la producción Desarrollar reservas adicionales. Evitar zonas altamente dañadas. Reducir la deposición de asfáltenos. Controlar la producción de escamas. Conectar sistemas de fracturas naturales. Disminuir la velocidad de flujo en la matriz rocosa. Incrementar el área efectiva de drenaje de un pozo. Disminuir el numero de pozos necesarios para drenar
un área. Reducir la necesidad de perforar pozos horizontales. Retardar el efecto de conificación del agua.
Equipos de
almacenamiento de fluidos.
Equipos de almacenamiento
de agentes de sostén.
Equipos mezcladores.
Equipos de bombeo
de alta presión.
Centro de control.
Líneas de superficie
y de distribución.
Registros eléctricos.
Análisis pre y postfractura
de pozos vecinos.
Estudios de laboratorio
sobre propiedades de la
formación
Características del fluido de
fractura y del apuntalante.
Resultados del análisis de la
presión transitoria del
yacimiento para estimar su
permeabilidad y daño.
Simuladores del
comportamiento de la
producción del yacimiento.
Modelos para el diseño de
fracturas hidráulicas.
Análisis de pruebas micro y
minifrac.
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PROGRAMA DE BOMBEO.
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• La presión de fractura ( Pef ) es la necesaria para mantener abierta
la fisura y propagarla más allá del punto de falla. Puede variar
durante la operación.
• La presión para extender la fractura se calcula de acuerdo con la
siguiente ecuación.
Pfr= Pci + PH
• Donde:
Pci: presión de cierre instantánea
PH: presión hidrostática
PH= 0,4334*d*D
• Uno de los propósitos de una pre-limpieza es desplazar la
formación de salmueras que contienen K, Na, iones Ca lejos
del pozo, disminuyendo la posibilidad de cristalizar en
álcalifluosilicatos que pueden obstruir los poros. El otro
propósito de una pre-limpieza es disolver los materiales
calcáreos para minimizar el fluoruro de calcio disolver
hierro escala ni se oxida para evitar la precipitación del
hidróxido.
• Se inyecta un mezcla de agua, arena y agentes
químicos, los cuales al inyectarse con una presión
mayor a la de fracturamiento genera una
ampliación de las cavidades hechas por el
cañoneo
• La consideración más importante para seleccionar el
apuntalante es que optimice la permeabilidad o conductividad
con la mejor relación costo / beneficio asociado. El apuntalante
con la permeabilidad más alta no es siempre la opción óptima.
• Deben considerarse el volumen de apuntalante y el costo
requerido para obtener una conductividad óptima o deseada.
• Antes de la extracción de los fluidos del
yacimiento se debe realizar un lavado
de la formación removiendo los
residuos de acido de acido y de
químicos usados.
• Una vez se
acondicionado el
pozo se procede a la
producción de
fluidos. Tasa la cual
ha de aumentar con
la estimulación
hecha
Se debe tener un registro continuo de:
1. Presión
2. Gasto
3. Dosificación del apuntalante
4. Dosificación de aditivos
5. Condiciones del fluido fracturante (control de
calidad)
• Estado y posición de la fractura
• Comparar los resultados operativos, productivos y económicos con los
pronósticos realizados anteriormente.
• Realizar pruebas de flujo, pruebas PLT
• El incremento de la producción
• La nueva capacidad productiva del yacimiento
• La geometría de la fractura creada
• Presión de rotura:
Es el punto en el que la formación falla y se rompe.
• Presión de Bombeo:
Necesaria para extender la fractura, manteniendo el gasto
constante.
• Presión de cierre instantánea (Pci):
Es la que se registra al parar el bombeo.
• Existe una amplia gama de modelos que
intentan representar el comportamiento
mecánico de la roca. Los hay desde el modelo
lineal elástico hasta modelos complejos, que
incluyen el comportamiento inelástico de las
rocas, efectos de interacciones físico-químicas
del sistema roca-fluido y efectos de
temperatura.
• El modelo más conocido es el lineal elástico, el cual es ampliamente
utilizado por su simplicidad (modelo de dos parámetros). Este modelo se
fundamenta en los conceptos de esfuerzo (σ ) y deformación (ε ), los cuales
relaciona la Ley de Hooke expresada en la siguiente ecuación (de la línea
recta).
σ = Eε (5)
• Donde E es el primer parámetro elástico conocido como módulo de
elasticidad (Young).
• El segundo parámetro es la relación de Poisson (υ ), que es una medida
de la relación entre la expansión lateral ( εl ) con la contracción longitudinal
o axial (ε a ) de la roca cuando se somete a compresión.
• Cuando se incluyen los efectos de la porosidad y los fluidos
contenidos en la roca en el modelo elástico, éste se convierte en un
modelo poro elástico, el cual es ampliamente utilizado en
simuladores comerciales para diseño de fracturamiento hidráulico.
• Existen diferentes criterios para definir los parámetros que
representan el comportamiento de los fluidos contenidos en la roca.
Uno de los más comunes es el coeficiente poro elástico (constante
de Biot) a, el cual es, para fines prácticos, igual a uno (a=1), aunque
algunas referencias reservoir simulation sugieren este valor a=0.7
para yacimientos petroleros.
• La siguiente ecuación ilustra el efecto de la
presión de poro ( p ) en el esfuerzo efectivo de
la roca.
• A partir de un simple análisis de esta ecuación,
se observa que si la presión de poro incrementa,
el esfuerzo efectivo de la roca disminuye.
• Caso 1.La inyección de fluidos al yacimiento:
En este primer caso, durante el fracturamiento el
primer fluido que se inyecta es un filtrante, que
ocasiona disminución de la presión efectiva, lo
que permite iniciar la fractura más fácilmente.
• Caso 2.La declinación natural de presión del
yacimiento
• Cuando se inyecta un fluido a menor temperatura que los fluidos contenidos en el yacimiento, se origina un súbito cambio de temperatura que altera el estado de esfuerzos de la roca.
• Esto conlleva a que se modifique el esfuerzo normal de la roca a causa de las variaciones de temperatura. El enfriamiento ocasionado a la formación con el fluido fracturante disminuye el esfuerzo efectivo de la roca y facilita el inicio de la fractura hidráulica.
El fracturamiento acido es unproceso de estimulación depozos en el cual el acido,generalmente acido clorhídricoes inyectado a la formacióncarbonatada a una presiónsuficiente para fracturar lamisma o abrir fracturas naturalesexistentes. El acido fluye a lolargo de la fractura de unamanera no uniforme disolviendola roca en la cara de la misma, lalongitud de fractura depende delvolumen de acido, el ritmo dereacción de este y de lasperdidas de filtrado en laformación.
Existen dos factores principales que controlan la efectividad de
un tratamiento acido, la longitud de fractura y la
conductividad de la misma:
Longitud de de fractura efectiva: está controlado por pérdida
de fluido, ritmo de reacción, y gasto de ácido en la fractura.
Conductividad de la fractura: este parámetro determina la
efectividad de la misma, depende del ritmo de reacción del
ácido con la formación y en la forma en que este grava las
caras de la fracturas al terminar el tratamiento.
Los fluidos mas comunes para
realizar un fracturamiento acido es
la gelatina, ya sea base aceite o
agua, la cual es utilizada como
colchón y cuya finalidad es crear y
propagar la fractura e interdigitarse
con el acido para el logro de mayor
penetración del mismo.
El acido comúnmente clorhídrico a
una concentraciones 15%, en
diversas formulaciones, ya que este
se puede mezclar con alcohol o con
emulsificantes según sea el caso
particular.
Surfactantes
Desviadores
químicos
Controladores de
perdida de fluido
Agentes gelificantes
Inhibidores de
Corrosión
Inhibidores de Ion
fierro
Un tratamiento de fracturamiento consiste en elrompimiento de la formación productora mediante unfluido a un gasto mayor que pueda admitirmatricialmente la roca.
La inyección continua de dicho fluido permite ampliar yextender la fractura, cuando se alcanza una amplitudtal, se le agrega un material sólido al fluido para que loacarre y evitar al término del tratamiento cierre de lafractura, dejando un empaque altamente permeable.
El fluido empleado recibe el nombre de fluidofracturante y el sólido se conoce como agenteapuntalante.
Del conjunto de materiales utilizados en el fracturamiento el
agente apuntalante o sustentante es el único que
permanecerá en la fractura manteniéndola abierta y
estableciendo un canal conductivo para la afluencia de los
fluidos de formación hacia el pozo.
Estos materiales son diseñados para soportar los esfuerzos
de cierre de la formación, sin embargo, se debe seleccionar
de acuerdo a los esfuerzos a que estará sometido y a la
dureza de la roca, ya que si se tienen esfuerzos de cierre
altos, este se podría triturar o en formaciones suaves este se
puede embeber y el grado de ocurrencia de estos factores
depende del tamaño y resistencia del apuntalante.
De acuerdo a las propiedades físicas se han divido en dos grupos:
Apuntalantes Elasto-FragilesEn esta clasificación las deformaciones
que sufre el material son casi nulas conlos esfuerzos aplicados sobre el hastaque viene la ruptura, ejemplo: arenasde sílice
Apuntalantes Elasto-PlasticosEn esta la deformación del material es
proporcional a los esfuerzos aplicadossobre el mismo, la curva del esfuerzocontra la deformación presenta unaprimera fase elástica y posteriormente,el comportamiento de la deformación esplástica
Existen principalmente dos tipos de apuntalantes, naturales y lossintéticos.
Apuntalantes NaturalesPrincipalmente se encuentran las arenas de sílice y soportan
bajos esfuerzos de cierre de la fractura, hasta un limite de4000 psi.
Apuntalantes SintéticosEste grupo se caracteriza por contener apuntalantes de gran
resistencia a cierres de formación al cerrarse la fractura, en laactualidad se han desarrollado apuntalantes para resistiresfuerzos de cierre hasta 14000 psi. Estos pueden serrecubiertos con capas de resina curable y precurable, segúnla necesidad.
Por sus propiedades la espuma es
un fluido ideal para el fracturamiento
de formaciones de baja
permeabilidad, productoras de gas o
sensibles al agua
Estas propiedades son:
Baja perdida de filtrado
Baja perdida de presión por fricción
Alta viscosidad en la fractura inducida
El daño a la formación es
prácticamente nulo, debido a que el
liquido filtrado es mínimo y sin
residuos
Limpieza rápida después de la
intervención
La calidad de la espuma usadaes del 70 al 90%, ya que eneste rango su viscosidad esalta.
Abajo del 65% de calidad, laespuma es propiamente aguacon gas atrapado y arriba del95% se convierte en niebla.
Su aplicación se ve limitada,puesto que a temperaturasmayores de 80ºC se tornaninestables
Es una avanzada tecnología que se basa en el uso
del propelente científico, desarrollado por la industria
aeroespacial. Esta técnica es una estimulación
dinámica, desarrollada con el objeto de incrementar la
permeabilidad de la formación en las cercanías del
pozo, revirtiendo así el daño existente.
La combustión del propelente en una herramienta
hueca (Radial Frac) produce u controlado de 2500 a
25000 psi, originado expansión del gas (CO2), el cual
esta confinado en la zona de interés, lo cual hace que
la energía se disipe lateralmente hacia la formación.
La velocidad de propagación del gas está controlada, de esta
manera alcanza penetraciones efectivas de 5 a 53 pies en todas
las direcciones.
La expansión de energía produce múltiples fisuras en las periferias
del pozo, dando un marcado aumento de permeabilidad en esta
zona.
La velocidad de propagación de energía brinda la característica al
tipo de fractura originada, existen tres tipos:
Fractura estática: causada por fracturamiento hidráulico, la
longitud de fractura no puede ser controlada.
Fractura explosiva: causada cuando la formación no absorbe
toda la energía y produce que se pulverice ocasionando
compactación, reduciendo la permeabilidad casi en totalidad.
Fractura dinámica: en este caso es controlada por el Radial Frac
y la fractura es controlada.
Radial Frac consta de un cilindro
hueco(resina endurecida), relleno de un
propelente sólido, barra de ignición (se
activa eléctricamente desde la
superficie).
La combustión del propelente se hace
de forma progresiva dando así, mayor
área de contacto, mayor volumen
consumido por unidad de tiempo.
El propelente es más seguro que cargas
explosivas, ya que solo se
combustionará cuando la barra de
ignición es activada.
Para el buen funcionamiento de la herramienta, el pozo
debe tener como mínimo 13 perforaciones por metro y
una columna de fluido que origine una presión
hidrostática de 500 psi.
El éxito de la operación esta el pozo escogido, que
exista daño y tenga el suficiente potencial productivo.
Ventajas:
Bajo costo
Remoción de múltiples tipos de daños.
Tratamiento a zonas especificas.
No contaminante
Crea fracturas multidireccionales
No daña la tubería ni la cementación
Opera a través del aparejo de producción.