presentación fracturamiento hidraulico

$: Presentación fracturamiento hidraulico$
Andrea Paola Martínez

Gina Gonzales

Deissy Johanna Bautista

Oscar Castro

Melany Acevedo

Andrés Camilo Ballesteros Rodríguez

Andrés Felipe Suarez Barbosa

AGENDA

•Qué es el fracturamiento hidráulico.

•Evolución.

•Objetivos.

•Beneficios.

•Orientación de la fractura.

•Factores que influyen en la fractura.

•Geometría de la fractura.

•Hidráulica de fracturamiento.

Qué es un Fracturamiento Hidráulico

Es el proceso mediante el cual se inyecta un fluido al pozo, a una tasa y

presión que supera la capacidad de admisión matricial de la formación

expuesta, originando un incremento de presión y la posterior ruptura.

El fracturamiento hidráulico se realiza debido a que la baja permeabilidad

natural y partículas del fluido de perforación depositadas en el estrato,

imposibilitan que pueda existir flujo hacia el pozo.

Un tratamiento de fracturamiento consiste en el rompimiento de la formación

mediante un fluido a una alta tasa y presión. La inyección continua de dicho

fluido permite ampliar y extender la fractura , cuando se alcanza una amplitud

tal, se le agrega un material sólido al fluido para que lo conduzca y evitar al

termino del tratamiento cierre de la fractura. El fluido empleado recibe el

nombre de fluido fracturante y el sólido es conocido como agente apuntalante .


Este tipo de tratamiento se utiliza

básicamente para:

•formaciones de baja permeabilidad.

•Permitir que los fluidos producidos

o inyectados atraviesen un daño

profundo.

•Mejoramiento del índice de

inyectividad del pozo y la creación

de canales de flujo de alta

conductividad en el área de drene

del pozo productor.


•Inicialmente se inyecta fluido fracturante al pozo y posteriormente es

necesario que el material soportante comience a ingresar en las fracturas.


•El diseño de concentración de material soportante es importante para obtener

una excelente conductividad de los fluidos en el interior de la fractura.

•Al final de un tratamiento, la fractura debe tener la concentración adecuada

de material soportante, para evitar el cierre de la fractura.

•Finalmente, se bombea un volumen de fluido con el objeto de realizar la

limpieza del exceso del material soportante del pozo.

Para controlar la operación, se deben

registrar continuamente los valores de:

1. Presión.

2. Gasto.

3. Dosificación del apuntalante.

4. Dosificación de aditivos.

5. Condiciones del fluido fracturante

(control de calidad).


Unidad de tubería flexible adaptada a las

necesidades de fracturamiento hidráulico.

•Inyección de volumenes de 200 a 400

galones de fluido con media libra de

arena por galon.

•Velocidades de 2 a 4 barriles por minuto

era considerado como un tratamiento

promedio, y el doble de esas cantidades

era ya un trabajo grande.

• Muchas veces se inyectaban volumenes

de 1500 a 2000 galones considerandose

un trabajo arriesgado para la epoca.

•Estos trabajos de inyección y fracking

dieron como resultado el aumento

paulatino de las tazas y presiones de

fracturamiento.

Evolución

•A medida que las tasas aumentaban se experimenta con fluidos de menor viscosidad lo

que reduce los costos y da muy buenos resultados.

•Los tratamientos realizados en 1975 mostraron en promedio 37000 a 45000 libras de

arena, una relacion arena- fluido de de 1,25 libras por galon.

•En el presente los tratamientos difieren mucho a los de hace 25 años, se bombean

200,000 a 500,000 galones de fluido y 500,000 o 1’000,000 de libras de arena.

Evolución

Evolución

•Hoy en día los fluidos defracturamiento gelatinosos sonpreparado en superficie einyectados al pozo a presionesmáximas de unos 20 mil PSI(libras por pulgada cuadrada) encabeza de pozo, esto es 666 vecesmás que la presión de una llantade vehículo, que es de 30 PSI

•A cada pozo se puede adicionarentre 30 mil y 70 mil libras dearena, pero en Estados Unidos seconocen trabajos con la adición dehasta 1 millón 500 mil libras.

• Mejora la producción.

• Desarrolla reservas adicionales.

• Sobrepasa zonas altamente dañadas.

• Reduce la deposición de asfaltenos.

• Controla la producción de escamas.

• Conecta sistemas de fracturas

naturales.

Objetivos

• Disminuye la velocidad de flujo en la

matriz rocosa.

• Incrementa el área efectiva de drenaje

de un pozo.

• Disminuye el número de pozos

necesarios para drenar un área.

• Reduce la necesidad de

perforar pozos horizontales.

• Retarda el efecto de conificación del

agua.

Objetivos

Un buen candidato para el fracturamiento hidráulico son rocas de baja permeabilidad;

Esta puede ser provocada por:

• Procesos diageneticos.

• Perforación de pozos.

• Casing es colocado y cementado en su lugar.

El daño ocurre debido a que los fluidos de perforación y/o completación se filtran

dentro del reservorio y alteran los poros y el espacio poroso. Cuando un

fracturamiento hidráulico no es diseñado adecuadamente, este podría ser

antieconómica si es que exitoso .

Objetivos

Disminución del daño.

Aumento de la conductividad.

Mayor área de flujo.

Mejoramiento de la producción.

Beneficios

Orientación de la fractura

La fractura se crea y se propaga siempre en sentido

perpendicular al de menor esfuerzo de la roca.

La orientación

puede ser:

Horizontal

Vertical

Inclinada


Factores con mayor influencia en la orientación de la fractura:

Esfuerzos locales.

La presión de los poros.

El módulo de Poisson.

El módulo de Young.

Compresibilidad de la roca.


Es importante resaltar que la

orientación de la fractura está

íntimamente ligada al estado original de

esfuerzos in-situ y al mecanismo que la

genera. El caso que aquí nos ocupa es

donde el estado original de esfuerzos

cumple la siguiente condición:

σv ˃ σH ˃ σh

Bajo esta condición y para el caso

particular donde la fractura hidráulica es

generada por tensión, la orientación de

la fractura estará en dirección

perpendicular al esfuerzo mínimo.

Las fracturas hidráulicas se inician y propagan a lo largo de un plano

preferencial de fracturamiento. En la mayoría de los casos, el esfuerzo

mayor se presenta en la dirección vertical, por lo que el PFP es vertical y

yace en la dirección del siguiente esfuerzo mayor, el esfuerzo horizontal

máximo.


Si la tasa de bombeo se mantiene

superior a la tasa de pérdida de fluido

en la fractura, entonces la fractura se

propaga y crece.

Si la formación es homogénea, el

crecimiento tiende a ser radial.


Factores que influyen en la fractura

Sistema Roca- Fluido

Humectabilidad

Gravedad API

Composición del agua

Profundidad

Porosidad

Saturaciones

Permeabilidad

Presión del Yacimiento

WOC y GOC

Litología

Espesor

Temperatura

Gradiente de fractura


Gradiente de fractura

• Presión a la cual ocurre la

ruptura de una formación .

• Es esencial para optimizar

el diseño del pozo, este,

puede estimarse a partir

de datos de los pozos de

referencia.


Geometría de la fractura

Esfuerzos locales (In Situ Stresses)

Presión de Sobrecarga

Presión de Poro

Normal

Anormal

SubnormalRelación de

Poisson

Modelo de Young

Compresibilidad de la roca

Toughness


In situ Stresses :

Pruebas de Resistencia de la formación

Prueba de Fuga (LOT)

Bombear fluido a una velocidad

lenta y controlada para aumentar

la presión contra la cara de la

formación hasta crear una

trayectoria de inyección de fluido

en la roca, lo cual indica la presión

de ruptura de la formación

expresada en densidad de fluido

equivalente, lbs/gal

Prueba de integridad de la formación (FIT)

Presurizar la columna de fluido

hasta un limite predeterminado que

mostrará una presión hidrostática

de fluido de densidad equivalente

hasta la cual el fluido no tendrá

fuga hacia la formación ni la

quebrara


Presión de sobrecarga

Presión ejercida por el peso total de las formaciones sobrepuestas por arriba del

punto de interés

Es una función de:

La densidad total de las rocas

La porosidad

Los fluidos congénitos


Presión de Poros

Presión que actúa sobre los fluidos en los espacios porosos de la roca. Se

relaciona con la salinidad del fluido.

Presión Anormal de Poros > 0,465 psi/ft

Presión Normal de Poros = 0,465 psi/ft

Presión Subnormal de poros > 0,465 psi/ft


Relación de Poisson

Relación de la expansión lateral a la

contracción longitudinal de una roca

bajo de una fuerza uniaxial.

ro

Ho


Modelo de Young

Relación entre el esfuerzo a la

deformación causado por una

fuerza uniaxial.


COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA

Compresibilidad de la matriz de roca, Cr:

Cambio fraccional en el volumen del material sólidos de la roca, por unidad de

cambio en la presión.

Compresibilidad de los poros, Cp:

Cambio fraccional en el volumen poroso de la roca por unidad de cambio de

presión

Compresibilidad de un Yacimiento

Ct= SoCo+SwCw+Sgcg+Cf

Valores promedio de compresibilidad

Arena Consolidada 4-5x10^-6 lpc-1

Calizas 5-6x 10^-6 lpc-1

Arenas semi-consolidadas 20x10^-6 lpc-1

Arenas no consolidadas 30x10^-6 lpc-1

Arenas altamente no consolidadas 100x10^-6 lpc-1



Toughness (Dureza)

• Medida de la resistencia de los materiales a la propagación de la fractura,

es proporcional a la cantidad de energía que puede ser absorbida por el

material antes de ocurrir la propagación.

• No es igual a la resistencia de la roca a la tensión.

To = Esfuerzo de tension de la roca.

Ac = Area del defecto mas grande.

Kic= Toughness de la fractura.


También se conoce como factor de intensidad de esfuerzos críticos.

Los valores mas frecuentes son:

GEOMETRIA DE LA FRACTURA

La geometría de la fractura creada puede ser aproximada por modelos

que tomen en cuenta:

Propiedades mecánicas de la roca.

Propiedades del fluido fracturante.

Condiciones a las cuales el fluido fracturante es inyectado (tasa

de inyección y presión).

Esfuerzo de la formación.

Distribución de esfuerzos en el medio poroso.

Estos conceptos son necesarios no solamente para la construcción del

modelo del proceso de la fractura en sí, sino también en la predicción

del crecimiento de la fractura.


Los modelos de fracturamiento hidráulico los podemos dividir en tres

familias:

Modelos en dos dimensiones (2-D).

Modelos en pseudo tridimensional (p-3-D).

Modelos tridimensionales (3-D).

El cálculo de la geometría de fractura es esencialmente una

aproximación, debido a que se supone que el material es isotrópico,

homogéneo y linealmente elástico, lo cual sucede sólo en un

material ideal.


Modelos en dos dimensiones: Determinan el ancho (W) y

la longitud de la fractura (XF) la hipótesis genera un

paralelepípedo.

•PKN (Perkins - Kern y Nordgren)

Para longitudes de fractura mucho mayores que la altura de la fractura.

xf >> hf

•KGD (Khristianovic-Zheltov y Geertsma de Klerk)

Para longitudes de fractura mucho menores que la altura de la fractura.

hf >> xf

• Modelo radial

La altura es igual a dos veces la longitud de fractura.

2xf = hf

Modelos en tres dimensiones


•Modelo PKN

Considera la fractura de una forma elíptica en el eje vertical del pozo.

Responde a las limitaciones de los modelos 2- D en relación a la forma de fractura en cuanto tiene que ver con la altura de esta.


Características importantes :

•En ambas direcciones el ancho es mucho menor que las

otras dimensiones de la fractura: altura y longitud.

•La geometría elíptica, aunque no es enteramente

verdadera, es una aproximación acertada.

•La altura de la fractura es constante.

•La longitud es mayor que las otras dimensiones de la fractura: altura y

ancho.

•Modelo KGD


Supone una Altura mucho mayor que la longitud de la fractura

hf>>Xf. Este modelo es semejante al PKN pero con un giro de 90 .

El modelo KGD no será recomendado para el caso donde grandes

fracturas en la formación productora se generan con el tratamiento

de fracturamiento hidráulico.

Hidráulica de fracturamiento

Durante la operación:

Bombear precolchón

de salmuera

Fluido que produce la

fractura

Bombeo del tratamiento

Para controlar la operación:

Registrar …

• Presión

• Gasto

• Dosificación del apuntalante

• Dosificación de aditivos

• Condiciones del fluido fracturante


Fluidos fracturantes:

Propiedades que debe

cumplir

Bajo coeficiente de pérdida

Alta capacidad de

transporte del apuntalante

Bajas pérdidas de P por

fricción en la tubería y altas

en la fractura

Fácil remoción

Compatibilidad con fluidos

Mínimo daño a k de la

formación y fractura


Fluidos Apuntalantes:

Propiedades que debe

cumplir

Resistencia

Cantidad de finos e

impurezas

Densidad

Redondez y esfericidad

Distribución y tamaño del

grano


Presiones de estimulación

Cálculos de fricción

Número de Perforaciones

Tamaño de las

perforaciones

Caudal de inyección

Factores influyentes


Durante el proceso se deben monitorear:

Presión de rotura

• Es el punto enque la formaciónfalla y se rompe.

Presión de bombeo

• Es la necesariapara extender lafractura.

Presión de cierre instantánea

• Es la que seregistra al pararel bombeo.


Presiones de Estimulación

Presión de Fractura

Es la necesaria paramantener abierta la fisuray propagarla más allá delpunto de falla. Puedevarias durante laoperación.

La presión para extenderla fractura se calcula deacuerdo a:

Pef = Pci + Ph

BHPF = GF * Profundidad



Presión Hidrostática

Densidad del fluidomultiplicada por laprofundidad y un factor deconversión.

Ph= 0,052* Densidad F * Profundidad



Pérdidas de presión por fricción

BHTP= STP + Ph - Pf

Pf = Ppipe + Pfper + Pfnwb



Fricción en tubulares

• Regímenes de flujo:

- Flujo Tapón.

- Flujo Laminar.

- Flujo Turbulento.

- Flujo Transicional.

• Número de Reynolds

• Número de fricción de fanning.



Número de Reynolds

Fluidos Newtonianos


Factor de fricción de Fanning


Fluidos no Newtonianos

Número de Reynolds



Fricción en perforados

Corrección por efectos de erosión en la perforación

• “C” es conocida como “coeficiente de descarga” esta basado en los efectos

del tunel de la perforación. Los valores varían entre 0.6 al inicio del

tratamiento hasta 0.9 al final del mismo.


Fricción cerca al pozo:

• Fricción a través de los disparos

• Tortuosidad

• Desalineamiento de fases


Presión de tratamiento en superficie:

Ps= Pef + Pfrict + Pfricp - Ph

Potencia Hidráulica:

Phid= (Ps*Q)/ 40.8


• Camino “retorcido” queconecta el pozo al cuerpoprincipal de la fractura.Tortuosidad



• Presión a la cual la fractura secierra.

Presión de cierre



• Variable que nos ayuda adeterminar la geometría de lafractura durante la operación.

Presión Neta

presentación fracturamiento hidraulico

Documents