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ESTIMULACIONES DE POZOS
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FRACTURA HIDRULICA
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INTRODUCCIN
A partir de 1932 las estimulaciones de pozos en base a cidosfueron comunes para incrementar la productividad de los mismos
Pero estas estimulaciones no eran efectivas donde el cido noreaccionaba con la formacin
La fractura de una formacin y, usualmente, la abruptareduccin de la presin de bombeo con incrementos en los
caudales de inyeccin era conocida pero sin saberse los motivos
Durante la mitad de la dcada del 40, la Stanolind Oil and GasCompany investig y desarroll la metodologa de la fracturahidrulica
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INTRODUCCIN
La primera operacin como tratamiento especfico deestimulacin, se realiz en el pozo Klepper N 1, en el yacimientoHuggoton, de Kansas (USA) en julio de 1947. Se estimularon 4
zonas calcreas entre 2.300 y 2.600 pies de profundidad. El fluidofracturante usado fue napalm
La primera patente se le otorg a R. F. Farris en 1948 y J. B.Clark present un estudio sobre el tema
El estudio, Hydrafrac,hacia referencia a un fluido viscoso, enbase petrleo, transportando arena, como agente de sostn,utilizado para fracturar hidrulicamente una formacin productiva
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DEFINICIONES
La fractura hidrulica es un tcnica de estimulacin de pozos quesomete a una formacin a la presin hidrulica necesaria paralograr su ruptura
Una vez lograda sta se contina el bombeo para extender lafractura mientras se agrega un material inerte, llamado agente desostn, que mantendr a la fractura abierta cuando cese el bombeo
Con esta fractura se crea un canal de flujo de gran tamao que noslo conecta fracturas naturales sino que produce un gran rea de
drenaje de fluidos del reservorio
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DEFINICIONES
CASING
CEMENTO
PERFORACIONES
FRACTURA
FORMACIN
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OBSERVACIONES
Los primeros trabajos de fractura sin agente de sostndemostraban que al poco tiempo la productividad del pozo decaadramticamente, sospechndose que la fractura se haba cerrado
Para evitar el cierre de la fractura se introdujo la tcnica deinyectar el fluido de fractura cargado con arena que actuar comosostn de las paredes abiertas de la fractura
Los granos evitan el cierre de la fractura pero permiten el pasode fluidos
En la prxima figura se observa el comportamiento de un pozoinyector de agua, fracturado con y sin arena
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OBSERVACIONES
PRESIN
(psi)
Qwi (bwpd)
ANTES DE FRACTURAR
2 MESES DESPUS DEFRACTURAR SIN ARENA
2 MESES DESPUS DEFRACTURAR CON ARENA
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OBJETIVOS
Bsicamente son 2 las razones para realizar este tipo de
estimulacin:
Incrementar la productividad de un pozo
Incrementar la inyectividad de un pozo
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INCREMENTAR LA PRODUCTIVIDADDE UN POZO
Asumiendo que un pozo tiene suficientes reservas de petrleo ogas y presin de reservorio para que fluyan los hidrocarburos por lafractura la estimulacin generalmente incrementa su produccin
Resulta as un retorno ms rpido de las inversiones realizadasporque las reservas son recuperadas en menor tiempo
El tiempo productivo de un pozo puede extenderse antes de llegar asu lmite econmico, incrementando la recuperacin final
El aumento de la recuperacin final se debe al ensanche de loscanales de flujo. La eficacia del drenaje se reduce con la distancia,por lo tanto este ensanche permite que un mayor volumen dehidrocarburos fluya hacia el pozo
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INCREMENTAR LA PRODUCTIVIDAD
DE UN POZO
Qo(m
3/d)
Np (m
3
)
LMITE ECONMICO
INCREMENTO DE RESERVAS
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INCREMENTAR LA INYECTIVIDAD DEUN POZO
Si un reservorio no tiene empuje activo de agua y/o gas elmantenimiento de presin se realiza inyectando un fluido al
reservorio a los efectos de mantener produciendo el campoeconmicamente
La fractura de la formacin permite incrementar loscaudales de inyeccin aumentando la capacidad de
fluencia de cada pozo productivo
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OBJETIVOS
Por lo tanto, al fracturar se obtiene:
Mayor rgimen de produccin
Mayor recuperacin final
Mejor uso de la energa
Mayor rgimen de inyeccin
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TRATAMIENTOS SUCESIVOS
El xito de tratamientos adicionales de fracturas depender de:
La habilidad de exponer nuevas zonas de la formacin a
cada fractura, principalmente cuando el reservorio esheterogneo
Eliminar daos
Otra regla comn es que a un tratamiento mayor si se lesiguen estimulaciones de pequeos volmenes de fluidos yagente sostn, stos son generalmente efectivos al empujarla fractura ms profundamente
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TRATAMIENTOS SUCESIVOS
Qo(m
3/d)
Tiempo (meses)
PAY OUT ESTIMADO
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PROPIEDADES DE LA ROCA
La presin necesaria para fracturar una formacin est
relacionada al estado de las tensiones de la roca
Cuando se somete un material a un esfuerzo el mismo sedeforma. Si al quitar el esfuerzo el material recupera suestado inicial al material se lo clasifica como elstico, en caso
contrario el material es plstico
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PROPIEDADES DE LA ROCA
F
Deformacin elstica
Sea un cubo elstico, de lados a, al cual se le aplicauna fuerza F de compresin:
Siendo la tensin igual a:
= F / A = F / a2(kg / cm2 lb / pulg2)
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PROPIEDADES DE LA ROCA
La fuerza F es compresional, pero puede ser traccional, lastensiones de compresin sern (+) y las de traccin (-) porconvencin
La fuerza F de compresin puede acortar al cubo un valor l
F l
l
z
x
y
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PROPIEDADES DE LA ROCA
El acortamiento es l y se lo puede relacionar al largo original l,siendo la deformacin igual a:
z= l / l
Debido que la tensin aplicada y la deformacin unitaria estnrelacionadas entre s, se puede analizar esa relacin en formagrfica
Los datos experimentales producen los diagramas de tensinvs. deformacin como el siguiente:
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PROPIEDADES DE LA ROCA
F
ACERO
= F / A
= l / l
PU
R
F = R
P
ARENISCA
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PROPIEDADES DE LA ROCA
Donde:
P: Lmite de proporcionalidad
F: Lmite de fluencia
U: Resistencia mximaR: Lmite de rotura
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PROPIEDADES DE LA ROCA
En el diagrama anterior, se observa que al aplicar unatensin , el material se deforma , inicialmente en formaproporcional (segmento OP) y luego, a mayores valores de ,se produce la rotura (punto R)
Para la porcin OP se estable la relacin:
E = / zEsta relacin es llamada ley de Hooke
E es el mdulo de elasticidad o de Young, y tiene lasunidades de
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PROPIEDADES DE LA ROCA
Valores caractersticos del mdulo de Young, E, son lossiguientes:
Acero: 30 106psi
Arenisca: 5 106psi
Caliza: 7 106psi
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PROPIEDADES DE LA ROCA
El acortamiento longitudinal tiende a dilatar o expandir al cubo:
F l
l
a / 2
a
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PROPIEDADES DE LA ROCA
La deformacin transversal a con relacin al ancho adel cubo es igual a:
y= a / a
La deformacin transversal unitaria y la deformacinaxial o longitudinal unitaria son proporcionales segn:
= y/ z
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PROPIEDADES DE LA ROCAEsta proporcionalidad es el mdulo de Poisson, , queindica cuanta deformacin transversal provoca una ciertadeformacin axial
Valores tpicos de :
Metales: 0,25 0,35
Areniscas y calizas: 0,15 0,17
Arenas inconsolidadas: 0,28 - 0,45
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PROPIEDADES DE LA ROCA
El mdulo de Poisson permite generalizar la ley de Hooke.Un elemento de material est sometido a 3 tensionesperpendiculares entre s:
x = (1 / E) [x - (y + z)]
y = (1 / E) [y - (x + z)]z = (1 / E) [z - (x + Y)]
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PROPIEDADES DE LA ROCA
TENSIONES DEFORMACIONES
LONGITUDINALES MDULO DE YOUNG
TRANSVERSALESMDULO DE POISSON
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
1. Deposicin y acumulacin de granos en un ambientecasi siempre relacionado con el agua
2. Enterramiento por deposicin de nuevo material porencima
3. Cementacin de granos con material ms finodepositado simultneamente o precipitado desoluciones salinas
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
La arena disgregada se transform en arenisca slida, conlas siguientes propiedades:
Fragilidad
Elasticidad
Homogeneidad
Isotropa
Porosidad
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
A nivel de la formacin se puede estudiar las reacciones que seoponen a la presin de sobrecarga
Sea un cilindro lleno de arena seca, sobre la cual se ejerce conun pistn una carga F que repartida en el rea del pistnrepresenta la sobrecarga de los estratos superiores:
F
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
Con el paso del tiempo, aumenta el enterramiento y seproducen movimientos de descenso de los estratos. Los
niveles inferiores se compactan con el peso
Este peso se puede considerar como una presinlitosttica, ya que no hay ningn estrato que se autosoporte
La situacin sera como la de la siguiente figura:
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
PRESIN LITOSTTICA
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
Conociendo la densidad aparente de los estratossuprayacentes, se puede calcular la carga o presin litosttica
En la densidad aparente de las rocas se considera el peso de laparte slida y el peso del fluido que ocupa los poros
El peso de los sedimentos se llama sobrecarga Pob(overburden)
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
El valor de la sobrecarga es:
Pob = [(1 ) R + F] D = Sv
Donde:
: Porosidad
R: Densidad de la roca (promedio)
F: Densidad de los fluidos (promedio)
D: Profundidad
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
Para una situacin tpica:
: 20 %
R: 2,65 gr/cm3= 22,1 lb / gal
F: 1,05 gr/cm3= 8,76 lb / gal
Pob = 1,0 psi / pie = Sv
Nota:1 galn = 231 pulg3
Esta sera la presin vertical a que est sometida una formacinen el subsuelo
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
A medida que se aumenta la presin la arena se compactareduciendo su volumen, como se grafica a continuacin:
VOLUMEN
PRESIN DE SOBRECARGA
VOLUMEN INICIAL
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
Repitiendo el experimento, pero con arena saturada en agua ycolocando un manmetro y una vlvula reguladora de presin
Al aplicar presin, con la vlvula cerrada, se generar unacontrapresin en la arena y el agua sin cambios de volumen(despreciando su compresibilidad)
F
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
Si se regula la vlvula para que descargue agua hasta unapresin determinada no habr cambio de volumen sensible hastaalcanzar esa presin
Aumentando ms la presin, la vlvula se abrir descargandoms agua, el pistn descender y se observarn cambios en elvolumen arena agua
Pf es la presin a la que abre al vlvula. A mayores presiones laarena se ir compactando segn la carga que reciba
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
A la presin P1 se observa que la deformacin de la arenasaturada con agua (Va) es menor que la de la arena seca (Vs)
VOLUMEN
PRESIN DE SOBRECARGAPf P1
VaVs
NO HAY CAMBIO DE VOLUMEN HASTA LLEGAR A Pf
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
Queda demostrado que si la formacin est saturada con fluidos,stos contribuyen a soportar la sobrepresin
En otras palabras, al peso de la sobrepresin reaccionan la
presin de los fluidos y una tensin generada en la rocaPob = Sv
Pp
z= vz
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
Lo anterior permite introducir el concepto de tensin efectivaneta:
z= v = Pob - Pp
Donde:
z: Tensin efectiva neta verticalPob: Presin de sobrecarga
Pp: Presin poral de la roca
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
Tensin efectiva neta:
z= Sv - Pp
La presin poral es una presin hidrulica y la tensin z esuna tensin mecnica desarrollada en la parte slida de la roca
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
En forma similar al criterio expuesto en sentido vertical, latensin efectiva neta se suma a la presin poral para equilibrar elesfuerzo horizontal de los sedimentos adyacentes y mantener elcubo en equilibrio
v
v
H H
Sv
Sv
Sh Sh
Pp
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
En algunos casos se asume que si las rocas tiene uncomportamiento plstico, la transferencia de presin litosttica alo largo de perodos de tiempo geolgico sera de tipohidrosttico:
Sh = Sx = Sy = Sv = Pob
Esto podra ser en el caso de los mantos salinos, los cualesfrecuentemente presentan comportamientos plsticos. La presina la cual est sometida la caera, si no est cementada, escercana a Pob, ocasionando, a veces, el colapso de la misma
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
CAERA
MANTO SALINO
COLAPSO
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
Cuando se perfora un pozo a travs de la formacin rocosa sealtera el estado de tensiones de la misma
Conocida la presin necesaria para extender la fractura de laroca y conociendo la profundidad, es posible determinar elgradiente de fractura:
GRAD F = Pob / D
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yg g@
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
Las propiedades elsticas de la formacin se puedendeterminar de distintas maneras, durante las operaciones en elcampo:
Pef = Ps + Ph - Pf
Donde:
Pef: Presin de fractura en el fondo
Ps: Presin en superficie
Ph: Presin hidrosttica
Pf: Presin de friccin
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TENSIONES EN EL SUBSUELO
Tambin son aplicables los mtodos de mini fracturas
Los clculos se pueden realizar adems con medicionesdirectas en laboratorio, mediante ensayos estticos (triaxiales)y dinmicos (velocidades acsticas)
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ORIENTACIN Y FORMA DE LA FRACTURA
Se han realizado una gran cantidad de experimentos delaboratorio y de campo para estudiar el comportamiento de lasfracturas
Las 2 condiciones ms importantes en la formacin de unafractura son:
Orientacin
Forma
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ORIENTACIN DE LA FRACTURA
Orientacin:
La fractura o rompimiento de la roca siempre se produceen sentido perpendicular al de la menor tensin
Esto ha sido comprobado en condiciones de pozoentubado y abierto, con perforaciones helicoidales oalineadas (en 1 2 filas opuestas)
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ORIENTACIN DE LA FRACTURA
x = 700
y= 2.100
z = 2.000
POZO
FRACTURA
ZONA FILTRADA
z
y
x
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ORIENTACIN DE LA FRACTURA
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FORMA DE LA FRACTURA
Forma
Se ha determinado experimentalmente que la forma de lafractura, cuando se le permite crecer libremente, puedeser circular o elptica
El primer caso corresponde cuando el ingreso del fluidoes a travs de 1 punto y el segundo caso cuando penetra atravs de una lnea de puntos
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FORMA DE LA FRACTURA
Origen en un punto Origen en una lnea
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FORMA DE LA FRACTURA
Origen en una lnea
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GEOMETRA DE LA FRACTURA CREADA
La forma y dimensiones de la fractura creada en condicionesdinmicas (mientras se bombea) es un problema sumamentecomplejo
Intervienen distintos factores de diversa naturaleza:
Propiedades mecnicas de la formacin
Propiedades del fluido de tratamiento
Parmetros hidrulicos de la operacin
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GEOMETRA DE LA FRACTURA CREADA
Se han elaborado distintos modelos matemticos connumerosas simplificaciones y suposiciones
Resulta difcil en el caso de la fractura hidrulica, evaluar lafidelidad con que esos modelos describen la realidad porcarecerse de medios para hacer comprobaciones directas
Las suposiciones y simplificaciones implcitas en losmodelos limitan a los mismos a formaciones de areniscas
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GEOMETRA DE LA FRACTURA CREADA
Geometra de la fractura creada
Altura
Limitado por los estratos resistentes
Ancho y longitud
Balance de masa
Deformacin de la roca
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GEOMETRA DE LA FRACTURA CREADA
En fracturas verticales se considera en principio que la alturaes constante
La grieta se extiende rpidamente hasta encontrar estratosresistentes que limitan su crecimiento
Para completar la definicin de la fractura vertical es precisodeterminar su ancho y su longitud
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GEOMETRA DE LA FRACTURA CREADA
ANCHO
LONGITUD
PRDIDA DE FLUIDO
ALTURA
CARA DE LA FRACTURA
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GEOMETRA DE LA FRACTURA CREADA
En fracturas horizontales la geometra queda definida por elancho y el radio de penetracin
Para determinarlos se necesitan:
Balance de masas
Deformacin de la roca
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GEOMETRA DE LA FRACTURA CREADA
El balance de masas consiste en igualar la cantidad detratamiento inyectado en la fractura (fluido ms agente) a lacantidad que queda en el interior de la fractura, ms el fluidoperdido por las caras hacia la formacin
Se obtiene as una relacin entre dimensiones de fractura(ancho, longitud y altura), propiedades del fluido (filtrado) yparmetros de la operacin (volumen y caudal)
El ancho de la fractura se vincula con la presin desarrolladaen el interior de la fractura, lo que incluye propiedades elsticasde la roca, dimensiones, parmetros de la operacin ypropiedades reolgicas del fluido (friccin en las paredes)
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GEOMETRA DE LA FRACTURA CREADA
Todos los valores involucrados son conocidos o estimadosde antemano, a excepcin de las dimensiones de la fractura.La altura se fija a priori, de modo que restan 2 incgnitas:ancho y longitud
La aplicacin del balance de masas exige establecer algunashiptesis
Vol. Inyectado = Vol. de fractura + Vol. Filtrado
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GEOMETRA DE LA FRACTURA CREADA
El filtrado se produce perpendicularmente a las caras de lafractura y su velocidad es inversamente proporcional al tiempo(vf = C / t -0,5). ste se cuenta en un determinado punto a partir
del instante en que la fractura alcanza ese punto. O sea que lavelocidad de filtrado ser mayor cuanto ms cerca de la puntase est
La presin dentro de la fractura es constante en toda su
extensin
El caudal es constante durante toda la operacin
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GEOMETRA DE LA FRACTURA CREADA
ANCHO CONSTANTE
VELOCIDAD DE FILTRADO VARIABLE
CRECIMIENTO SEGN VOLUMEN INYECTADO
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CUANDO FRACTURAR
Antes de realizar una fractura deben considerarse:
Posibilidades de dao en la formacin en las cercanas
del pozo
Capacidad de flujo de la formacin
Existencias de reservas
Factores econmicos comprendidos en la fracturacin yla posibilidad de incrementar la productividad del pozo
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DAO
La productividad de un pozo puede ser reducida total oparcialmente debido al dao en las inmediaciones del pozo por:
Prdidas de fluidos dentro de la formacin y el revoque
producido por el lodo durante la perforacin del pozo
Por incrustaciones de calcreos
Formacin de emulsiones
Depsitos de parafina durante la vida activa del pozo
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DAO
Una evaluacin de la extensin del dao ser de granayuda, especialmente para determinar el tratamientorequerido para removerlo
La posible existencia de dao se determina medianteensayos de pozos, pruebas de produccin, etc.
Los ensayos de pozos pueden ser draw down o build up
Las pruebas de produccin consisten en comparar laproduccin del pozo con otros vecinos
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DAO
Los ensayos de presin estn afectados por el tipo deflujo. Se pueden reconocer las siguientes formas de flujo:
Radial: el flujo converge hacia el pozo
Lineal: si la fractura tiene alta conductividad, el factordominante del flujo ser desde la formacin hacia lafractura
Bilineal: si la fractura no es de alta conductividad suefecto en el flujo debe ser considerada
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DAO
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DAO
FLUJO RADIAL
FLUJO LINEAL FLUJO BILINEAL
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DAO
TIEMPO TIEMPO
PRESIN
PRESIN
DESVIACIN DE LA RECTA POR EFECTO DE ALMACENAMIENTO Y/O DAO
DRAW DOWN BUILD UP
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DAO
Si en la terminacin de un pozo ste result daado lasventajas de efectuar la fractura del mismo inmediatamentetiene las siguientes ventajas:
Es el tiempo ms econmico para realizarla
La presin del reservorio es la mxima posible, por loque los fluidos del tratamiento sern fcilmente
recuperables y la limpieza ser completa
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CAPACIDAD DE FLUJO
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CAPACIDAD DE FLUJO
Relaciona la productividad del pozo con y sin dao
Un pozo con buena productividad y energa y con daoslo necesitar una fractura de pequeo volumen pararomper ese dao
Si se ha determinado baja productividad, con o sin dao,debe realizarse una fractura de gran penetracin para
incrementar la productividad del pozo
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CAPACIDAD DE FLUJO
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CAPACIDAD DE FLUJOEficiencia de flujo (EF)
Es la relacin entre el caudal de flujo real y el caudal deflujo que tendra un pozo ideal con la misma cada de presin:
EF = J real / J ideal = (P Pwf Pse) / (P Pwf)
La inversa de la EF es la relacin de dao:
RD = 1 / EF = J ideal / J real
El factor de dao es igual a:
FD = 1 EF = Pse / (P Pwf)
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RESERVAS DE HIDROCARBUROS
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RESERVAS DE HIDROCARBUROS
El clculo de las reservas de hidrocarburos y el grado dedepletacin determinar la conveniencia o no de fracturarel pozo
Es importante conocer cual es el mecanismo deproduccin que tiene la formacin en estudio
La estimulacin de pozos marginales en general esbeneficiosa
Estadsticamente la respuesta en la estimulacin enpozos marginales vara con incrementos entre el 50 y 75 %de los pozos marginales fracturados
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RESERVAS DE HIDROCARBUROS
Si la formacin es homognea no es favorable fracturarformaciones con espesores netos mnimos a 1 m (3 pies)
Pero si la formacin es heterognea, la fractura en pozos
con espesores delgados resulta beneficioso debido a loerrtico del espesor
El espaciamiento entre pozos influye en la cantidad depetrleo que un pozo puede producir
Cuando el espaciamiento es corto los costos de lostratamientos se incrementan siendo menores losbeneficios econmicos
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RESERVAS DE HIDROCARBUROS
Si los espaciamientos son irregulares, la fractura de pozosviejos puede resultar exitosa debido a que no habran drenadola totalidad de sus reservas y la presin an puede mantenerseelevada
El costo de la fractura y su beneficio determinar laconveniencia de realizar la estimulacin (clculo del pay out)
El tiempo de pay out depender del costo de la fractura y dela produccin acumulada despus de la estimulacin
La mayora de las fracturas se pagan entre los 3 a 6 meses depost produccin. En algunos casos excepcionales se pagaronen pocas semanas
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FLUIDOS DE FRACTURA
Uno de los ms importantes puntos en el diseo de la fracturaest dado por la eleccin del fluido fracturante, esencialmente seclasifican en 4 tipos:
Fluidos base hidrocarburos (crudo o refinado)
Fluidos base agua (agua dulce o salada)
Emulsiones o dispersantes
Espumas
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FLUIDOS DE FRACTURA
Un fluido de fractura debe cumplir los siguientes requisitos:
Compatible con los fluidos del reservorio
Estable a la temperatura del reservorio
Capaz de sostener y transportar al agente de sostn
No causar dao a la matriz del reservorio
Baja prdida de fluidos
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FLUIDOS DE FRACTURA
Baja prdida de friccin
Fcil de recuperar al finalizar la estimulacin
Compatible con aditivos
No formar emulsiones estables con los fluidos delreservorio
Fcil y econmicamente obtenible
Fcil de bombear y seguro de manipular
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FLUIDOS DE FRACTURA
La mayora de estos requisitos no son cumplidos porninguno de los fluidos fracturantes
Para cumplir con ellos deben agregarse aditivos, tales comoreductores de friccin, viscosidad y numerosos agentessurfactantes
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FLUIDOS DE FRACTURAFluidos base hidrocarburos
Surgieron de la necesidad de contar con un fluido que noprovoque una alteracin apreciable en formaciones altamentesensibles a las soluciones acuosas
Es el fluido ms comn y fcil de obtener, del mismo pozo depetrleo u otros yacimientos
Presentan el inconveniente de producir una elevada prdida
de carga al ser bombeado a altos caudales, con un excesivoconsumo de la potencia til
Actualmente se usan en pozos pocos profundos y con bajosgradientes de fracturas
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FLUIDOS DE FRACTURA
Fluidos base acuosa
Fciles de preparar en el campo y excelente capacidad detransporte del agente sostn y el control de filtrado
No existen problemas de incendios
Fcilmente disponible en todas las reas y bajo costo
La alta densidad reduce potencia respecto a los basehidrocarburos
Fcilmente adaptables a las condiciones de cada reservorio
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FLUIDOS DE FRACTURA
Fluidos emulsionados
Consisten en emulsiones de cido o de agua enhidrocarburos (generalmente kerosene)
Las emulsiones pueden ser:
Agua en petrleo: alta viscosidad, baja prdida por
friccin y baja prdida de fluido
Petrleo en agua: la viscosidad aparente depende dela gelificacin de la fase acuosa
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FLUIDOS DE FRACTURA
Espumas
Su uso se ha generalizado en un alto nmero de
operaciones, siendo muy verstiles
Poseen las siguientes ventajas:
Baja prdida de fluido a la formacin
Buena capacidad de transporte del agente sostn
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FLUIDOS DE FRACTURA
Bajo costo
Reducen la necesidad de pistoneo
Reducen la posibilidad de dao a la formacin
Acortan el tiempo de cierre del pozo despus de lafractura
Energizan momentneamente reservorios de baja presin
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FLUIDOS DE FRACTURA
Fase gaseosa de las espumas
La fase dispersa de las espumas es el gas, la eleccin
depende de su disponibilidad, de su costo y de sucomportamiento frente a las condiciones que el trabajo exija
Los gases ms usados son:
Anhdrido carbnico (CO2)
Nitrgeno (N2)
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BAJA PRDIDAS DE FLUIDOS
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BAJA PRDIDAS DE FLUIDOS
Cuando las permeabilidades son bajas y el dao no es un factorpredominante el incremento de la productividad est asociado a:
La profundidad de la penetracin de la fractura en laformacin
La conductividad de la fractura comparada con laconductividad sin fracturar
La conductividad de la fractura est dada por el producto delancho de fractura por la permeabilidad de sta
La permeabilidad depender del agente sostn utilizado, por lotanto el factor a incrementar es el ancho de fractura
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BAJA PRDIDAS DE FLUIDOS
G. C. Howard y C. R. Fast estudiaron los efectos de la
viscosidad y de las prdidas de fluido en la formacin sobrelos parmetros que determinan a una fractura: ancho ylongitud
Observaron que incrementando la viscosidad del fluido se
aumentaba la longitud de la fractura y agregando aditivospara el control de las prdidas de fluidos se incrementaba elrea de fractura y la longitud de la misma
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AGENTES DE CONTROL DE
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AGENTES DE CONTROL DEPRDIDAS DE FLUIDOS
Los aditivos para controlar las prdidas de fluido sonampliamente utilizados con el objetivo de lograr mayorespenetraciones de la fractura en la formacin y lograr as,mayores radios de drenaje para un volumen dado detratamiento
Son sustancias qumicas en polvo o lquidas que se
adicionan al fluido de fractura
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AGENTES DE CONTROL DE
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AGENTES DE CONTROL DEPRDIDAS DE FLUIDOS
Se trata de productos prcticamente inertes y pocosolubles, los que actan por obturamiento fsico
No deben reaccionar o alterar al fluido de fractura, nicausar apreciable dao a la formacin
La granulometra debe ser tal que pueda ser recuperado
junto con el fluido de fractura y de produccin, pasando atravs del manto del agente de sostn
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PRESIN DE FRICCIN
Es indispensable, en todo diseo de fractura, calcular lasprdidas de presin causadas por la friccin interna del fluido
fracturante y de ste con las paredes de la caera
La presin por friccin puede definirse como la prdida deenerga o de calor debido al rozamiento entre el fluido mvil ylas paredes del conductor
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PRESIN DE FRICCIN
En un diseo satisfactorio del tratamiento debe conocerse lasprdidas por friccin en el tubing y el espacio anular entrecasing y tubing
Es relativamente fcil calcular las prdidas por friccin enfluidos newtonianos tales como agua, petrleo o cidos
Pero cuando los caudales son grandes y se agreganreductores de friccin, agentes gelificantes y otros aditivos,convirtiendo a los fluidos en no newtonianos el clculo sehace ms difcil
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Hidrulica
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TRANSPORTE DE AGENTES
El fluido fracturante debe ser capaz de transportar ensuspensin distintos agentes, como el de sostn, aditivos y lasbolitas selladoras
La habilidad de mantener suspendido en su seno las distintaspartculas slidas depende de la viscosidad y gravedadespecfica del fluido y del tamao y gravedad especfica de laspartculas transportadas
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TRANSPORTE DE AGENTES
En los fluidos newtonianos y algunos fluidos gelificados lavelocidad de cada de los granos del agente de sostnresponden a la ley de Stokes o de Newton
Esta habilidad est medida en la distancia vertical que puederecorrer una partcula durante 1 minuto colocada en un lquidoestanco (Norma API RP 39)
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COMPATIBILIDAD
Las emulsiones creadas entre el fluido fracturante y el crudo dela formacin reducirn la permeabilidad de la misma al bloquearsus canales de flujo
Las emulsiones pueden formarse en cualquier momento desdeque se ponen en contacto el fluido de la estimulacin con elpetrleo de la formacin
Las partculas finas de las rocas, la filtracin de la inyeccin deperforacin o algn otro producto qumico inyectado previamentea la fractura puede servir como agente emulsionador para formaremulsiones agua petrleo o cido petrleo
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COMPATIBILIDAD
Para reducir y eliminar la posibilidad de formar emulsionesse utilizan agentes surfactantes que posteriormente ayudarna la limpieza del pozo
Las emulsiones son problemticas, ya sea que estn en eltanque de almacenamiento o en la formacin, debido a loscostos que implican tratar el crudo para su comercializacin
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G S S S
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AGENTES SELLANTES
Las bolitas selladoras de punzados fueron introducidas en laindustria en 1956
Se usan para sellar temporariamente los punzados durantetratamientos cidos y de fractura
Alojadas contra los punzados, dirigen selectivamente al
fluido a travs de cada punzado de la caera, sometiendo as acada porcin del intervalo al tratamiento
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AGENTES SELLANTES
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AGENTES SELLANTES
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AGENTES SELLANTES
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AGENTES SELLANTES
Las bolitas son de nylon o de goma recubierto con nylon, nose recomienda slo de goma ya que pueden ingresar a laformacin a travs de los punzados por la presin ejercida
durante el tratamiento
La eleccin del tipo a utilizar est determinado por el fluidode tratamiento y la temperatura del pozo. El peso especfico delas bolitas vara de 1,14 a 1,3 gr / cm3
Una vez terminada la operacin caen hacia el fondo del pozo
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PRESIN DE TRATAMIENTO Y
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PRESIN DE TRATAMIENTO YPOTENCIA HIDRULICA
La presin de tratamiento y la potencia hidrulica necesariatienen directa incidencia en los aspectos operativos y loscostos asociados
La estimacin de ambas presiones constituye un aspectoimportante del diseo
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PRESIN DE TRATAMIENTO Y
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PRESIN DE TRATAMIENTO YPOTENCIA HIDRULICA
La presin en superficie, Ps, est determinada por la presinnecesaria para extender la fractura, Pef, la friccin desarrollada enla caera, Pfc, y en los punzados, Pfp, y la presin hidrosttica, Ph
La presin hidrulica necesaria es igual a:
HHP = Ps Q / 40,8
La potencia mecnica tiene en cuenta los rendimientos mecnicos
e hidrulicos de los equipos de bombeo (alrededor del 80 y 90 %,respectivamente):
HP = HHP / (mh)
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PRESIN DE TRATAMIENTO Y
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PRESIN DE TRATAMIENTO YPOTENCIA HIDRULICA
Ps
Ph
Pfc
Pfp
Ps = Pef + Pfc + Pfp - Ph
Pef
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PRESIN HIDROSTTICA
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PRESIN HIDROSTTICA
La presin hidrosttica depende de la densidad del fluido y de laprofundidad:
Ph = 0,4334 D (psi)
Distinta es la situacin si se trabaja con espumas, donde ladensidad depende de la temperatura y, principalmente, de la
presin
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FILTRADO DEL FLUIDO DE FRACTURA
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FILTRADO DEL FLUIDO DE FRACTURA
La prdida de fluido hacia el seno de la formacin es deimportancia decisiva en el volumen que alcanza la fracturacreada, o sea en el conjunto de sus dimensiones
Se considera que la velocidad del filtrado del fluido esproducto de la diferencia de presin actuando como fuerzaimpulsora sobre 3 resistencias que se oponen al filtrado
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FILTRADO DEL FLUIDO DE FRACTURA
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FILTRADO DEL FLUIDO DE FRACTURA
Estas 3 resistencias son:
La compresin del fluido del reservorio
La invasin de la formacin por el fluido de fracturaviscoso
La eventual formacin de un revoque en las paredes de lafractura
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AGENTES DE SOSTN
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Hidrulica
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AGENTES DE SOSTN
La cantidad usada del agente sostn, la forma como ha sidocolocado en la formacin y sus propiedades fsicas sern degran importancia en la vida productiva del pozo
La seleccin del agente de sostn, es pues vital y designificativa importancia en el diseo de la fractura hidrulica
La capacidad de flujo de una fractura est dada por elproducto del ancho de fractura y la permeabilidad de la misma
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AGENTES DE SOSTN
Esta permeabilidad del agente de sustentacin, que debemantenerse lo ms alta posible, depende de:
Dimetro y distribucin del grano
Factor de redondez
Dureza
Calidad
Densidad
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AGENTES DE SOSTN
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AGENTES DE SOSTN
El agente de sostn ms convencional y de mayor uso en laindustria del petrleo es la arena
Su uso se remonta desde las primeras operaciones y surgi desu fcil disponibilidad y bajo costo
Con el correr de los aos, se perforaron pozos cada vez msprofundos, lo cual lleg a tener que desarrollar productos ms
capaces de soportar las altas presiones de confinamiento defondo de pozo
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AGENTES DE SOSTN
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AGENTES DE SOSTN
Los agentes de sostn tpicos son:
Arena
Esferas de vidrio
Cscaras de nueces
Pellets de aluminio o de acero
Bauxita
Cermicos
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AGENTES DE SOSTN
Las cscaras de nuez y los pellets de aluminio se handescartado actualmente por su alto costo y bajo rendimiento
Las esferas de vidrio se desarrollaron para mayoresprofundidades, pero han sido desechadas debido a que acierta presin de confinamiento, estallan generando unaexcesiva cantidad de partculas finas
La arena es un agente de resistencia comn
La arena recubierta de resina es de resistencia intermedia
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AGENTES DE SOSTN
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AGENTES DE SOSTN
La bauxita y la cermica son agentes de resistencia alta y seusan en pozos profundos. Presentan el inconveniente de suelevado costo comparado con la arena y otros agentes de sostn
Otro inconveniente de la bauxita y la cermica es su alta
densidad (3,60 gr/cm3 para la primera y 2,90 gr/cm3 para lasegunda)
Esto ocasiona inconvenientes en cuanto a que se incrementanlas posibilidades de decantacin en la fractura y en los equiposde superficie
Actualmente se estn desarrollando cermicas ms baratasque la bauxita y de calidades similares a sta
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AGENTES DE SOSTN
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ARENA 12 / 20 ARENA 16 / 30
ARENA20 / 40
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ARENA RESINADA
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ARENA RESINADA
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Hidrulica
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AGENTES DE SOSTN
Al abrir la fractura se debi aplicar a la formacin una presin Pef
Al finalizar la operacin las paredes de la fractura ejercen sobre elagente sostn la misma Pef
FORMACIN
FRACTURAGRANO
Pef
Pef
PcPl
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Hidrulica
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AGENTES DE SOSTN
POZO ESTTICO:
Ps
Pws PpPl
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AGENTES DE SOSTN
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AGENTES DE SOSTNPozo esttico:
Si hay equilibrio de presiones:
Pws = Pl = Pp
Pws = Ps + Ph
La presin de confinamiento ser:
Pc = Pef - Pl = Pef - Pws
Pc = Pef - Ps - Ph
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AGENTES DE SOSTN
Pozo en produccin:
Ps
Pwf PpPl1
FLUJO
Pl2
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AGENTES DE SOSTNPozo en produccin:
Hay un gradiente de presiones a lo largo de la fractura
Pwf < Pl1 < Pl2 PpLa presin de confinamiento en el borde de pozo es igual a:
Pc = Pef Pwf
La presin de confinamiento en el fondo de pozo es igual a:
Pc = Pef Pp
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AGENTES DE SOSTN
Conclusiones:
Cuando el pozo est cerrado el agente sostn est menos
solicitado
Cuando el pozo est en produccin aumenta la presin sobreel agente sostn en el borde de pozo (este efecto se aprovechautilizando agente sostn de ms calidad ms caro - slo en la
cola del tratamiento)
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AGENTES DE SOSTN
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Hidrulica
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AGENTES DE SOSTN
En pozos productores de gas donde la Pwf puede seralrededor del 80 % de Pp, la presin de confinamiento esapenas mayor que en condiciones estticas
En pozos productores de petrleo la Pwf puede sersensiblemente inferior a Pp, siendo conveniente prever lascondiciones futuras de produccin para estimar la presin deconfinamiento
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ARENAMIENTO
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Hidrulica
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ARENAMIENTO
Durante la ejecucin del tratamiento existe la posibilidad deque se produzca un arenamiento, que es la acumulacin deagente sostn inmovilizado en algn punto que impide elulterior desarrollo de la fractura
Existen 2 fenmenos distintos que pueden originar elarenamiento:
Ancho de fractura insuficiente
Excesiva concentracin del agente sostn
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ARENAMIENTO
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Hidrulica
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ARENAMIENTO
Ancho de fractura insuficiente
Para poder ingresar a la fractura el agente sostn debe
encontrar una separacin entre las paredes (ancho) losuficientemente grande para que no se atasque en la pareddel pozo, bloquee la grieta iniciada y detenga la operacin
El colchn que es la fraccin de volumen sin agente
sostn que se bombea inicialmente, debe crear un anchode fractura 2 a 3 veces mayor que el mximo dimetro delagente sostn
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ARENAMIENTO
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ARENAMIENTO
Superada la restriccin inicial, el volumen del colchn sepierde ms rpidamente que el resto del fluido. La prdidaocurre ms rpido cerca de la punta de la fractura. Elvolumen del colchn debe prever esa prdida
A medida que se pierde por filtrado el volumen delcolchn, los granos del agente sostn debern moversepor una grieta cada vez ms estrecha, pudindose atascar
y por acumulacin el arenamiento progresa rpidamentehacia el pozo
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ARENAMIENTO
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ARENAMIENTOExcesiva concentracin del agente sostn
A medida que crece la concentracin se torna ms difcil elmovimiento del fluido de la lechada
Existe un valor mximo de contenido de slidos que no sepuede superar si se procura mantener el movimiento de lamezcla
Para el caso de partculas esfricas de igual tamao, el lmite
terico corresponde al 52 % del volumen
En el caso de arena suspendida en un fluido base agua, estelmite terico corresponde a una concentracin de 24 lb/gal
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ARENAMIENTO
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ARENAMIENTO
El lmite prctico es considerablemente menor. Se hapropuesto 18 lb/gal, equivalente al 45 % de contenido deslido. Aunque se utilizan valores ms conservadores,como medida de seguridad
Nuevamente, el dimensionamiento generoso delvolumen del colchn es un medio idneo para prevenir elarenamiento
El revoque generado en las paredes por el reductor defiltrado en el colchn, reducir sensiblemente la velocidadde filtrado de las etapas subsiguientes que transportenagente sostn
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ARENAMIENTO
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Hidrulica
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ARENAMIENTO
ARENAMIENTO EN LA PARED DEL POZO
POR CONCENTRACIN EXCESIVA ARENAMIENTO EN LA PUNTA
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PRESIN DE INCRUSTAMIENTO
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Hidrulica
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La presin de incrustamiento da una idea de la medida en que unagente sostn va a penetrar en la formacin cuando sea sometidoa las altas presiones de confinamiento de fondo de pozo
El incrustamiento depende de la dureza relativa de la formaciny el agente sostn para las condiciones de fondo de pozo
Un alto grado de incrustamiento puede ser la principal causa delfracaso de una operacin de fractura, si no se evala
perfectamente ese efecto. Este es tanto mayor, cuanto menor esla densidad superficial del agente sostn en la fractura
A continuacin se esquematizan una serie de situaciones tpicasde incrustaciones:
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PRESIN DE INCRUSTAMIENTO
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Hidrulica
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PRESIN DE INCRUSTAMIENTO
MONOCAPA PARCIAL: NO INCRUSTADO
MONOCAPA P.: PARCIAL INCRUSTACIN
MONOCAPA PARCIAL: INCRUSTADO
MUTICAPA: NO INCRUSTADO
MUTICAPA: PARCIAL INCRUSTACIN
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TRANSPORTE DEL AGENTE DE SOSTN
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Hidrulica
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El incremento de productividad generado por unafracturacin hidrulica depende de los nuevos canales que elagente sostn, de elevada permeabilidad, deja abiertos luego
que la fractura se ha cerrado
En todas las secciones donde no hay agente sostn lafractura tiende a cicatrizar y en consecuencia no aportasustancialmente a la estimulacin
Interesa conocer como y donde se distribuye el agentesostn y para ello se necesita conocer que mecanismosgobiernan su transporte
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TRANSPORTE DEL AGENTE DE SOSTN
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Los granos del agente sostn se mueven segn lascomponentes principales de velocidad: una componentehorizontal y otra vertical
SEDIMENTACIN
ARRASTRE
PAREDDE
LPOZO
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TRANSPORTE DEL AGENTE DE SOSTN
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Hidrulica
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La componente horizontal est determinada por el efecto dearrastre del agente sostn por el fluido movindose hacia losextremos de la fractura
La componente vertical est determinada por el efecto de lagravedad. La partcula sedimenta acelerndose hastaalcanzar ms o menos rpidamente una velocidad terminal,cuando la fuerza de gravedad es equilibrada por la fuerza dearrastre debido al movimiento del grano en el seno del lquido
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TRANSPORTE DEL AGENTE DE SOSTN
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La acumulacin de partculas en el fondo de fractura setraduce en la formacin de un banco de agente sostn, quecontinuar creciendo durante el tratamiento
El estudio de la trayectoria de los granos y las leyes quegobiernan el desarrollo del banco en fracturas verticales hasido, y es, tema de abundantes investigaciones debido a lacantidad y complejidad de factores involucrados
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PERFIL DE DISTRIBUCIN DELAGENTE DE SOSTN
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Hidrulica
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AGENTE DE SOSTN
La utilizacin de toda la informacin para determinar ladistribucin del agente sostn requiere de programas decomputacin que simulen el desarrollo de la fractura segn
avanza el bombeo
Es preciso tener en cuenta las dimensiones crecientes de lagrieta, la modificacin de la temperatura y la variacin de laspropiedades del fluido, entre otras variables
Sin embargo, se pueden establecer distintos tipos posiblesde perfiles a obtener
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PERFIL DE DISTRIBUCIN DELAGENTE DE SOSTN
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Hidrulica
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AGENTE DE SOSTN
Con fluidos de baja viscosidad tiene gran influencia lasedimentacin. El agente sostn comienza rpidamente un
banco en el fondo de fractura, que se extiende hasta el puntodonde alcanza la base de la fractura la primera partcula queingres por el extremo superior
Segn contina la operacin, el banco formado aumenta su
altura. La seccin libre para el pasaje de fluido disminuye,aumenta la velocidad del fluido y su efecto de arrastre sobreel agente sostn. Tambin se produce una erosin del bancoque retrasa su crecimiento
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PERFIL DE DISTRIBUCIN DELAGENTE DE SOSTN
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Hidrulica
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AGENTE DE SOSTN
LMITE SUPERIOR DE LA FRACTURA
PAREDDELPOZO
FLUIDO
LMITE INFERIOR DE LA FRACTURA
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PERFIL DE DISTRIBUCIN DELAGENTE DE SOSTN
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Hidrulica
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AGENTE DE SOSTN
Finalmente se alcanza una cierta altura del banco en equilibrioen que la sedimentacin es totalmente compensada por laerosin. Posteriormente el banco contina su desarrollolongitudinal hacia el extremo de la fractura
Cuando predomina este efecto de formacin de banco, al finaldel tratamiento la mayor parte del agente sostn se ha depositadoen las cercanas del pozo
La penetracin del banco es slo una fraccin de la longitudtotal abierta
El agente sostn ha quedado concentrado en un rea reducida
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PERFIL DE DISTRIBUCIN DELAGENTE DE SOSTN
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Hidrulica
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AGENTE DE SOSTN
TERCERA SEDIMENTACIN
PAREDDELPO
ZO
FLUIDO
SEGUNDA SEDIMENTACINPRIMERA SEDIMENTACIN
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PERFIL DE DISTRIBUCIN DELAGENTE DE SOSTN
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Hidrulica
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AGENTE DE SOSTN
Cuando el fluido es de elevada viscosidad, el resultado esradicalmente distinto, ya que la sedimentacin es muyreducida y el efecto de arrastre aumenta
Si el transporte del agente sostn en suspensin es elmecanismo dominante, las partculas se aproximan bastantea la punta de la grieta creada. La distribucin del agentesostn es ms uniforme
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Hidrulica
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AGENTE DE SOSTN
PAREDDELPO
ZO
LMITE INFERIOR DE LA FRACTURA
ARENA EN SUSPENSINFLUIDO
BANCO DE ARENA
LMITE SUPERIOR DE LA FRACTURA
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Hidrulica
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AGENTE DE SOSTN
Es frecuente que, en un caso concreto, la distribucin final delagente sostn se corresponda con una situacin intermedia entre
los extremos descriptos
Por otra parte, la viscosidad no es el nico factor determinante, yel perfil alcanzado depende de numerosos parmetros adicionales
El perfil finalmente obtenido significa una fractura empaquetadacuya altura y ancho variarn segn la distancia al pozo
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DISEO DE TRATAMIENTO
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Hidrulica
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El diseo de un tratamiento de fracturacin hidrulicaconsiste en hallar el mejor compromiso entre:
Las propiedades del reservorio
Las condiciones del pozo
Los parmetros de la operacin
Los beneficios econmicos previstos de la estimulacin
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Hidrulica
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Siendo algunos parmetros fijos, el diseo est limitado a:
La capacidad de controlar la propagacin de la fractura
Donde quedar ubicado el agente sostn
Cuales sern los resultados de la operacin
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Hidrulica
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Condiciones de contorno
Reservorio
Pozo
Parmetros de diseo
Tipo de materialesVolmenes y cantidades
Caudal de bombeo
Programa de bombeo
Seleccin
Resultados previstos
Factores econmicos
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Hidrulica
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Informacin del reservorio y del pozo
Tipo de formacin
Porosidad
Permeabilidad
Existencia de dao
Propiedades elsticas (Mdulo de Elasticidad y Relacinde Poisson)
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Hidrulica
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Fluido de la formacin (compresibilidad, viscosidad, etc.)
rea de drenaje (configuracin y extensin)
Espesor productivo neto
Altura de la fractura (parmetros involucrados en larestriccin de su crecimiento)
Gradiente de fractura y/o presin de cierre de la fractura
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Presin esttica y temperatura del reservorio
Propiedades varias (conductividad trmica, presincritica, resistencia al empotramiento, etc.)
Dimetro del pozo
Tuberas y configuracin de la boca del pozo (tamao,
presiones permisibles, etc.)
Punzados (intervalo, densidad y tamao)
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Hidrulica
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Altura de la fractura:
La altura de la fractura creada probablemente sea, entre
todos los datos listados, el que tenga una incidenciamayor en las estimaciones del diseo
Su valor gobierna las dimensiones de la geometracreada y, en consecuencia, la ubicacin final del agente
sostn y el correspondiente incremento de produccin
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Estrictamente no es un dato, en la medida que duranteel tratamiento la grieta se puede extender verticalmentesegn la presin ejercida y las propiedades de losestratos superior e inferior que restringen su desarrollo.
Su valor puede ser obtenido con diversos perfiles ytcnicas
La situacin ms sencilla es que el perfil de resistividadmuestre la presencia de estratos arcillosos de granespesor por encima y por debajo de la zona productiva
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Hidrulica
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Parmetros de diseo:
El punto de partida ideal es la experiencia previa en elyacimiento
La primera pregunta es cul es la penetracin aobtener en el diseo?
La penetracin optima involucra un equilibrio entre laspropiedades de la formacin y las caractersticas de lafractura, en ltimo caso la instancia final es beneficiosversus costos
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DISEO DE TRATAMIENTO
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Hidrulica
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Es necesario para el planteo global del diseo contar consimuladores del reservorio y de la fractura y de un modelo econmico
El simulador del reservorio proporciona estimaciones de laproduccin futura para diversas longitudes y conductividades de
fractura
El simulador de fractura permite estimar volmenes y demsparmetros de diseo necesarios para obtener diversas longitudes yconductividades
El modelo econmico cuantifica los beneficios derivados delincremento de produccin y evala los costos asociados condiversas alternativas
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Hidrulica
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La aplicacin del modelo econmico requiere datos comoprecio del petrleo, costos de extraccin, tasas de inters, tasasde aplicacin, tasas