Presentacion Fracturamiento con Gassaber.ucv.ve/bitstream/123456789/705/2/Presentacion...Marco Teórico • Compresión Triaxial Algunos ensayos de laboratorio Núcleo geológico orientado

Fracturamiento con Gas

"EVALUACIÓN DE MATERIAL ENERGÉTICO PARA EL FRACTURAMIENTO CON GAS EN ARENAS

CONSOLIDADAS DE ALTA PERMEABILIDAD DE GAS"

Elaborado por:Wilmer Armando Chavarro Soto

Con la asesoría de:Tutor Académico: Prof. MSc. Walter Poquioma

Tutor Industrial: Ing. Pablo Manrique

Febrero, 2006


Índice General

INTRODUCCIÓN

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

OBJETIVOS

MARCO TEÓRICO

METODOLOGÍA

RESULTADOS Y ANÁLISIS

CONCLUSIONES

RECOMENDACIONES


Introducción

En la industria petrolera existen diferentes mecanismos de producción, al inicio se produce por flujo natural. También existen algunos mecanismos naturales que pueden disminuir la velocidad de decaimiento de la presión del yacimiento como el efecto de la subsidencia, la migración de un acuífero activo, la expansión de una capa de gas y la segregación gravitacional.

Cuando la presión del yacimiento no es suficiente para producir hidrocarburos naturalmente, se emplean métodos de levantamiento artificial tales como bombeo mecánico, bombeo electrosumergible, levantamiento artificial con gas u otros.

Por otro lado, existen técnicas usadas para estimular mecánicamente el yacimiento. El más exitoso es el fracturamiento hidráulico, el cual inyectando un fluido, crea un largo canal de alta permeabilidad para mejorar el flujo de los hidrocarburos hacia el pozo. Sin embargo, esta es una técnica excesivamente costosa y se deben buscar alternativas que se adapten a las características de nuestros yacimientos venezolanos.


En este sentido, la tecnología de Fracturamiento con Gas es diferente al Fracturamiento Hidráulico, ya que esta última técnica consiste en colocar una carga explosiva propelente en la cara de la arena y tras su ignición y combustión se genera un pulso de alta presión de gas el cual da paso a la generación de sistemas radiales de múltiples fracturas en los alrededores del pozo, interconectando las fisuras naturales, para de esa manera mejorar la producción.El Fracturamiento con Gas se ha investigado, desarrollado y aplicado fundamentalmente en EEUU, China y la ex - URSS desde los años 60’s.

En nuestro país es muy poco lo que se conoce sobre la mencionadatécnica, por lo que en este trabajo de investigación se realiza una evaluación cualitativa de la misma en arenas de alta permeabilidad de gas, con la intención de profundizar sobre ella y avanzar en el desarrollo de alternativas de bajo costo para la estimulación de yacimientos.

Introducción


Planteamiento del problema

Mejorar la comunicación entre la cara de la arena productora y el pozo, y sobrepasar el daño producido en la zona invadida por los fluidos de perforación y otras operaciones. Se busca obtener fracturas superiores a las 3 pulgadas.

Concentrar el esfuerzo en desarrollar aplicaciones en yacimientos de mediana y alta permeabilidad, donde no es necesario alcanzar grandes profundidades de la fractura sino mejorar la comunicación arena/pozo, ya que el fracturamiento hidráulico es ideal para yacimientos de baja permeabilidad, por cuanto genera largos canales de alta permeabilidad.

Disponer de alternativas de bajo costo al fracturamiento hidráulico (aprox 1500MMBs.), maximizando la relación costo/beneficio.


Planteamiento del problema

El 70% del costo en el Fracturamiento Hidráulico esta distribuido en el fluido de fracturamiento, bombeo y apuntalante.

Evaluar la factibilidad de mantener fracturas abiertas, usando como apuntalante los granos desprendidos de la arena fracturada.


Objetivos

Objetivo General

Evaluar en arenas consolidadas de alta permeabilidad de gas, la aplicación de fracturamiento con gas caracterizando las respuestas obtenidas según el volumen de gas generado por el material energético, y determinando si es necesario o no, insertar agentes apuntalantes.

Objetivos Específicos

• Establecer la diferencia entre la mecánica de fracturas por Fracturamiento Hidráulico y las originadas por Fracturamiento con Gas.

• Caracterizar la roca según su porosidad, permeabilidad y granulometría.


Objetivos

• Determinar propiedades mecánicas de la roca: resistencia máxima, módulo de Young, relación de Poisson, resistencia a la tensión ycompresibilidad.

• Observar las fracturas creadas por el fracturamiento con gas.

• Caracterizar las fracturas en función de distintas cantidades de material energético colocado.

• Determinar el límite en el cual se daña la cara de la fractura creada por exceso de material energizante.

• Evaluar los resultados obtenidos y determinar la necesidad o no de insertar agentes apuntalantes.


Marco Teórico

1. Efecto Superficial “s”

Es aquel que describe las alteraciones presentes en los alrededores del pozo, provocadas casi por cualquier actividad de ingeniería de petróleo, como perforación, completación y aplicación de métodos de estimulación a la formación.

rw

ks

rs

k

re

pe

h

Zona Alterada “s”

skh

qps πμ

2=Δ

h: Espesor de la formación, piesrw: Radio del pozore: Radio de drenaje del pozoPe: Presión en el límite de drenaje, lpck: Permeabilidad, mdrs: Radio de dañoks: Permeabilidad alteradapS: Caída de presión debido al daño, lpc: Viscosidad del fluido, cp

q: Caudal de flujo, BPD

Δμ


∑+++= + spseudoskinssss dpc θ

Componentes del efecto superficial

θ+cs : Completación parcial e inclinación del pozo Correlación de Brons y Marting,

Correlación de Cinco-Ley y colaboradores

ps : Cañoneo

ds : Daño superficial

Considera al ángulo de fase de las perforaciones, profundidad del cañoneo y radio del pozo

Causado por efecto de invasión de fluidos a la formación durante las diferentes operaciones.

PseudoskinsSon funciones de la distribución de fases, las permeabilidades relativas de las mismas, los caudales y el tipo de flujo (laminar o turbulento)

Marco Teórico


hhb w=

wrh

Correlación de Brons y Marting

b: Relación de penetraciónh: Espesor total de la zona productorahw: Intervalo total abierto a producciónrw: Radio total del pozo

120 ft 120 ft 120 ft

30 ft

60 ft

15 ft

15 ft

7,5 ft

a) b) c)

0.25 ft

Marco Teórico


wwD r

hh =w

wwD r

ZZ =

wD r

hh =hhh w

wD ='

Zw : representa la elevación desde el fondo del yacimiento hasta la mitad del intervalo cañoneado

A partir del cálculo de:

Correlación de Cinco-Ley y col.

,Dh ,wDh ,D

wD

hZ

D

wD

hh θcos

Marco Teórico


2. Comportamiento de los materiales

σ

ε

Esfu

erzo

de

tens

ión

Deformación

a b c d e

Zonas:a: Elásticab: Elasto - plásticac: Plástica (fluencia)d: Endurecimientoe: Rotura (estricción)

Marco Teórico


3. Propiedades Geomecánicas

La geomecánica estudia las características mecánicas de los materiales geológicos. En la industria petrolera, relaciona el comportamiento de la formación bajo los cambios de esfuerzo, producto de las operaciones de perforación, completación y producción de pozos.

Marco Teórico

• Estabilidad de hoyo

• Fracturamiento hidráulico

• Estabilidad de cavidades cañoneadas

• Yacimientos sometidos a subsidencia

Cada pozo debe ser evaluado de manera particular, con ensayos delaboratorio y pruebas de campo.

xzτ

xyτ yxτ

yzτ

zyτ

zxτ

x

y

z

xxσ

yyσ

zzσ

:Esfuerzos normalesσ:Esfuerzos cortantesτ


Marco Teórico

• Compresión sin confinamiento (UCS)

Algunos ensayos de laboratorioNúcleo geológico

orientado

Módulo de Young, E (lpc)

Relación de Poisson,

Resistencia máxima, Rmáx (lpc)

defo

rmac

ión

esfuerzo

υ

aσ

aσ

D

L

L = 2D


Marco Teórico

• Compresión Triaxial


orientadoaσ

aσ

rσ rσ

Cohesión, So (lpc)

Ángulo de fricción, V (°)

D

L

L = 2D


Marco Teórico

• Tensión indirecta (Cilindro brasileño)


orientado

P

P

t

D

P

P

P

P

t

D

Resistencia a la Tensión, To (lpc)

P

P

P

Pt = D/2

G r á f i c a d e l a R e s i s t e n c i a a l a T e n s i ó n ( T o )

0

5 0

1 0 0

1 5 0

2 0 0

2 5 0

3 0 0

3 5 0

4 0 0

0 5 0 1 0 0 1 5 0 2 0 0 2 5 0 3 0 0

T ie m p o

To (l

pc)


Marco Teórico

Pruebas de campo

Una vez determinada la dirección de los esfuerzos principales, se deben estimar las magnitudes de estos esfuerzos principales.

Magnitud del Esfuerzo Mínimo ( )Se determina mediante pruebas de estimulación, tales como:- Minifrac.- Microfrac.- Prueba de integración Extendida (Extended Leakoff Test, X-LOT)

hσ

Magnitud del Esfuerzo Vertical ( )Mediante la integración de un registro de densidad, tomado desde la superficie.

vσ


Marco Teórico

Magnitud del Esfuerzo Máximo ( )1. Estimación mediante fracturas inducidas en el hoyo

Hσ

= 3 – Pbd + To – Pp; To = UCS/12 (Criterio de Murrell)Hσ hσ

Donde:: Esfuerzo horizontal máximo: Esfuerzo horizontal mínimo

Pbd: Presión de ruptura a la cual fue inducida la fracturaPp: Presión de poroUCS: Resistencia de la roca sin confinarTo:Resistencia a la tensión

Hσhσ


Marco Teórico

Donde: : Esfuerzo horizontal máximo: Esfuerzo horizontal mínimo

K: Relación de esfuerzos efectivos.

13742’ 19680’

Régimen Transcurrente

K: 1.4 Ajustado de acuerdo al retroanálisis de las fallas compresivas “Breakout”.

Hσhσ

( ) KhvhH *σσσσ −+=

hvH σσσ >>

Magnitud del Esfuerzo Máximo ( )2. Estimación de mediante fallas observadas en el hoyo (Breakout).

HσHσ


Marco Teórico

4. Estimulación de Yacimientos

El objetivo principal de la estimulación, es mejorar las propiedades del yacimiento para incrementar el recobro del mismo, elevando su productividad.

PqJΔ

=

Do pkhqBPπμ

2=Δ

Do

qB

Pkhqμ

π Δ=

2

Constantes adimensionales:

DD qp /1≈

DoD

o pBkhq

Bkh

PqJ

μπ

μπ 22

≈=Δ

=

q: Tasa de producción, BNPDJ: Índice de productividad, BNPD/lpc

: Diferencial de presión, lpcBo: Factor volumétrico del petróleo BY/BNk: Permeabilidad, md

: Viscosidad, cph: Espesor de la arena productora, piespD: Presión adimensionalqD: Tasa adimensional

PΔ

μ


Régimen de flujo PΔ )/1(DD

qp ≈

Transciente (yacimiento

infinito)

pi – pwf

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−−=

D

iD tEp

4

1

2

1donde

2wt

D rc

k tt

μΦ=

Estado estable pe – pwf )/ln(weD

rrp =

Estado pseudoestable p - pwf )/472.0ln(weD

rrp =

Parámetros adimensionales para flujo en pozos sin daño:

)(2

spBkhJDo +

=μπ

Influencia del efecto superficial en el Indice de productividad:

Marco Teórico


Mecanismos de estimulación

• Fracturamiento hidráulico

• Fractura con empaque (frac & pack)• Estimulación matricial en areniscas y calizas• Fracturamiento con acidificante.

Marco Teórico


5. Fracturamiento hidráulico

Consiste en inyectar un fluido en la formación denominado fluido de fracturamiento, elevando la presión de inyección hasta hacer fallar la misma por tensión.

La fractura se propaga como un plano con dirección perpendicular al mínimo esfuerzo, creando dos aberturas con 180º entre sí.

En la mayoría de los casos, el menor esfuerzo es horizontal.

vσ

hσ

Hσ

Esfuerzo mínimo

vσ

hσ

hσ

Esfuerzo mínimo

vσ

hσ

hσ

Esfuerzo mínimo

Marco Teórico


Marco Teórico

Diagrama de una fractura hidráulica

Modelaje de la fractura hidráulica• KGD (Khristianovitch y Zheltov , Geertsma y de Klerk) en el plano horizontal.• PKN (Perkins , Kern y Nordgren) en el plano vertical.


Marco Teórico

Fluido de fractura

Los fluidos de fractura se pueden clasificar en tres tipos:- Base agua o aceite, viscosificados (goma Guar u otro agente gelificante).- Emulsiones.- Espumados con dióxido de carbono o nitrógeno, base aceite o agua.

Agente apuntalanteFluido de fractura

Agente de sostén (apuntalante)

Es un material granulado que se bombea hacia la fractura con la finalidad de contrarrestar los esfuerzos de la formación e impedir que vuelva a cerrarse la abertura creada.


Marco Teórico

6. Uso de materiales explosivos

Explosivos

Deflagrantes( velocidades subsónicas)

Detonantes (velocidades supersónicas)

Combustibles comunes

Propelentes o propulsores

Fragmentación, demoliciones, minería

Armamento, cohetes, presión controlada de gases

Fuente de calorElectricidad

Usos

(100-1000)x104(43-100)x10210-100Presión producida (lpc)

Ondas de choque de alta T y P

Partículas calientes y gases

CalorIniciación

10910310Potencia (W/cm2)

4x1034x103104Energía liberada (J/gr)

Transferencia de onda de choque

Transferencia de calorTransferencia de calor

Factor de control de la velocidad de reacción

10-610-310-1Completación de reacción (m/s)

(2-9)x10310210-6Velocidad lineal de la reacción (m/s)

DetonanteAgente de propulsiónCombustibleMaterial

DetonaciónDeflagraciónCaracterística


Marco Teórico

Explosivos

Primera categoría: sustancias de extrema peligrosidad por su inestabilidad y su uso debe estar sujeto a estrictos controles de seguridad.

Segunda categoría: explosivos primarios o iniciadores. Son sensibles al impacto, calor, chispas y fricción. Pequeñas cargas son empleadas detonantes para iniciar otros explosivos menos sensibles.

Tercera categoría: explosivos secundarios o no iniciadores. Compuestos orgánicos e inorgánicos de diferentes sensibilidades y alto poder explosivo. Requieren de una onda de choque relativamente fuerte para ser iniciados. Son estables en el ambiente.

Cuarta categoría: Agentes de propulsión o propelentes. Son poco sensibles a las ondas de choque, por lo tanto no detonan. Liberan su energía mediante combustión rápida generando muchos gases.

Clasificación de los explosivos


Marco Teórico

Propelentes

Pólvora sin humo

Pólvora con humo

Simple base (nitrocelulosa)

Triple Base (nitrocelulosa, nitroglicerina y nitroguanidina)

Doble Base (nitrocelulosa y nitroglicerina)

Clasificación de los propelentes


Marco Teórico

7. Fracturamiento con Gas

El Fracturamiento con Gas consiste en colocar una carga de agente de propulsión en la cara de la arena y tras su ignición y combustión se genera un pulso de alta presión de gas el cual da paso a la generación de sistemas radiales de múltiples fracturas en los alrededores del pozo, interconectando las fisuras naturales, para de esa manera mejorar la producción.

Tomado de http://www.thegasgun.com/technology.htmFracturamiento con Gas

Sistema Radial de

Múltiples Fracturas


- El uso de algunos agentes explosivos genera velocidades de carga (Vc) muy altas (106-107 Mpa/s) que pueden dañar la permeabilidad de la roca por efecto de la compactación.

Comparación de perfiles de Presión ( tomado de INT - 8723,2001)

- Se tiene referencia de que el uso de propulsores, con menores Vc (103-104 Mpa/s) emanan la suficiente energía para fracturar la roca sin causar daño en la permeabilidad.

Marco Teórico


Marco Teórico

Beneficios del Fracturamiento con Gas

• Unir las fisuras naturales existentes en la formación.• Remover el daño en los alrededores del pozo.• Incrementar la comunicación arena-pozo.• Controlar arenamiento.

Respecto de otras tecnologías de estimulación, como Fracturamiento Hidráulico, existen ventajas comparativas

• Disminuye los costos de operación.

• Simplifica la operación.

• Reduce el riesgo de pérdida de fluidos hacia la formación.


Marco Teórico

• Acción mecánica: La presión acumulada por la emanación de gases a una alta tasa de presurización, puede formar un sistema radial de múltiples fracturas.

• Acción de la energía térmica: La generación de altas temperaturas ayuda a derretir el asfalto y/o las parafinas y reducir la viscosidad del petróleo para remover el taponamiento de los poros del yacimiento en los alrededores del pozo.

• Acción química: Tras la deflagración, gases como CO2, CO, HCl, N2 y otros, pueden reducir la tensión interfacial petróleo/agua, mejorando la permeabilidad relativa al petróleo, acidificando la formación, corroyendo sus materiales cementantes y mejorando la permeabilidad.

• Acción del pulso oscilatorio: Puede eliminar las obstrucciones por impurezas presentes en la formación, por otro lado, cambiar la estructura del crudo, reduciendo su viscosidad y por ende la resistencia a fluir.

Mecanismos actuantes


Marco Teórico

Mecanismo de formación de la fractura

Presurización del pozo en la cara de la arena

Iniciación de la fracturaTo+ Psobrecarga

Propagación de la fracturavelocidad de propagación


Marco Teórico

Diseño del propelente

La premisa fundamental en el diseño de la carga de propulsor consiste en maximizar la carga del mismo sin llegar a producir daño en el pozo para de esta manera optimizar la productividad o inyectividad según el caso.

Conf

inam

iento

Nivel(Secuencia de deflagración o

detonación)

Distribución[E]

Calidad de laexplosión

(Liberación de energía)

Configuración del propelente


Medio de propagación propelente

• pH del medio.• Temperatura.• Presión.• Permeabilidad.• Conductividad.• Geomecánica: RQD (Rock Quality Designation – Índice de calidad de la roca), compresibilidad de la roca, resistencia a la tensión, resistencia a la compresión, envolvente de falla, módulo de Young, relación de Poisson.• Otros que sean posibles de suministrar.

Marco Teórico

Mientras mayor sea la cantidad de datos suministrados para el diseño, mayor será la eficiencia del explosivo al

activarse

Mientras mayor sea la cantidad de datos suministrados para el diseño, mayor será la eficiencia del explosivo al

activarse


Diseño genérico de herramienta para el Fracturamiento con Gas

Marco Teórico


8. Formación Naricual

Ubicada en el estado Anzoátegui

Porosidad 11 - 15% Permeabilidad 40 - 1000 md Saturación de agua irreducible 10 y 15%

Algunos datos de interés

Según 22 análisis PVT, sus fluidos se distribuyen de tope a base: Gas, Condensado, Petróleo volátil, Liviano y Mediano

Líquidos originales en sitio 1883 MMBNPFactor de recobro* 58 % Reservas remanentes 838 MMBNP

* Entre primario (28%) y secundario (30%).Reservas estimadas al 31/12/1996 de la formación Naricual (tomado de WEC Venezuela 1997)

Marco Teórico

N. Superior 700 pies

N. Medio 400 pies

N. Inferior 400 pies


Metodología

Selección del afloramiento para toma de muestras en superficie

Corte de muestras para obtención de bloques de 30 x 15 x 10 cm

Caracterización de rocas mediante análisis convencionales y ensayos geomecánicos

Saturación de rocas y Resonancia Magnética 3D inicial

Secado de rocas en horno de vacío para que no posean fluidos al realizar la explosión

Ensamblaje “Blanco” - Explosivo

Introducción de la muestra en la celda, confinándola y activación del explosivo

Selección del material explosivo a partir de la caracterización de las muestras de roca

Apertura de la celda y extracción de la muestra, agregando resina epóxica

Saturación de rocas yResonancia Magnética 3D final

Evaluación de los resultados obtenidos

Elaboración de conclusiones y recomendaciones


Toma de muestras en la formación Guarico (Camatagua, edo. Guárico)

Metodología

Toma de muestras en la formación Naricual (Barcelona, edo. Anzoátegui)


Celda para detonación para bloques de (30x15x10) cm Bloques de plexiglass

Metodología

Bloques de arenisca

Corte de bloques de roca (30x15x10) cm

Muestra BloquesA 1,2B 3,4,5C 6D 7,8E 9,10

Correspondencia Muestras - Bloques


Toma de tapones de las muestras de roca

Muestra Kprom (md) Porosidad prom. (%)A 22,87 11,79B 24,97 13,00C 9,31 13,21D 19,91 12,81E 13,87 12,46

Determinación de porosidad y permeabilidad

Metodología


Determinación de densidad y tamaño de grano

Metodología


Dimensiones (micrones)

Fragmentos individuales, partículas, etc.

Agregados no consolidados Rocas consolidadas Tipo de

grano1000 - 2000 Grano de arena muy gruesa Arena muy gorda Arenisca muy basta500 - 1000 Grano de arena gruesa Arena gorda Arenisca basta250 - 500 Grano de arena mediana Arena mediana Arenisca media125 - 250 Grano de arena fina Arena fina Arenisca fina62.5 - 125 Grano de arena muy fina Arena muy fina Arenisca muy fina

Are

na

Rocas Densidad seca (g/cc)

Densidad saturada (g/cc)

Lutita 1.9 - 2.4 2.1 - 2.5Arenisca 2.0 - 2.6 2.2 - 2.6Limolita 1.9 - 2.6 2.1 - 2.7

Muestra Densidad (g/cc)

Tamaño de Grano (micrones)

A 2.43 213.52B 2.31 189.04C 2.31 151.81D 2.37 232.4E 2.28 180.35

Datos experimentales

Clasificación teórica

Metodología


Ensayos geomecánicos

Sistema Hidráulico

UCS Tensión indirecta

Fluido de compresión

Compresión triaxial

Metodología


MuestraMódulo de Young

E (x10+6 psi)Relación de Poisson V

UCS (psi)

Tensión Indirecta To

Cohesión So (psi)

Ángulo de Fricción, V (°)

A 1,06 0,26 7235 418 ***** *****B 0,66 0,23 7636 206 5076 31C 0,5 0,245 6186 239 ***** *****D 1,39 0,27 7655 518 2523 50E 1,56 0,21 8736 450 ***** *****

Envolvente de Falla (Mohr-Coulomb)

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000

σ (lpc)

τ(lp

c)Muestra B

Envolvente de Falla (Mohr-Coulomb)

02000400060008000

1000012000140001600018000

0 10000 20000 30000 40000

σ (lpc)

τ(lp

c)

Muestra D

Metodología


Resonancia Magnética 3D

Metodología


Metodología

Secado de muestras de roca

Horno de secado con vacío de 25 lpc


Selección del explosivo

Con la información obtenida de la caracterización de las rocas, fue realizada la selección. Y se varió las cantidades de las mismas para obtener máximos y mínimos de aplicación.

Deflagrante Detonante

Propelente “A”

Propelente “B”

Propelente “C”

Cordón detonante

Metodología

Una vez seleccionado el explosivo, se caracteriza según su punto de ignición.


Ensamblaje Blanco - Explosivo

Mecha Recubierta

Tapón

Medio depropagación de

la onda

Explosivo

Metodología


Confinamiento de la muestra y activación del explosivo

Metodología


Metodología

Extracción de la muestra después de la explosión


Evaluación de resultados obtenidos

1) Al analizar los explosivos empleados se obtuvo que:

Propelente “A”

Permite controlar la aplicación del mismo, tanto en el Plexiglass como en la roca.

Propelente “B”

No fue posible realizar su activación mediante la iniciación con mecha recubierta, debido a que su punto de ignición es muy elevado y debe iniciarse con otros dispositivos más potentes. Fue descartado.

Resultados y Análisis


Propelente “C”

Se obtuvo un fracturamiento excesivo de las muestras, no pudiendo controlar la energía liberada. Por esta razón se descartó el uso del mismo.

Cordón Detonante (en bloque de geometría irregular)

En vista de que la energía liberada por 0,5 gr del cordón detonante destruyó el bloque fracturándolo en múltiples fragmentos, se descartó su posterior uso en los bloques regulares de arenisca y plexiglass.



Tras seleccionar el propelente “A” y variar en la cantidad aplicada en los bloques de arenisca, se obtuvo:

Muestra (sin fluido)

Cantidad de propelente "A" (gr) Observaciones

A2 2 No hubo fractura (verificado por Resonancia Magnética).A8 2,5 No hubo fractura (verificado por Resonancia Magnética).A6 3 Se generaron 2 fracturas con áprox. 180° entre sí.

A1 4

Se generaron 2 fracturas con áprox. 180° entre sí, se abrióla roca y se observaron los granos desprendidos ademásde no producirse daño aparente en la superficie de laperforación.

A4 6 Se generó un sistema radial de 4 fracturas.

A5 8 Se generó un sistema radial de 4 fracturas principales yotras menores derivadas.

A9 10Se generó un sistema radial de 4 fracturas principales yotras derivadas desordenadas, también se generó unafractura transversal.







Antes

Después





Antes

Después



Antes

Después



Antes

Después



2) Tanto en Plexiglass como en roca, se observó la diferencia al aplicar el propelente inmerso en fluido con relación al aplicarlo sin fluido.

El bloque de Plexiglass P7 fue activado con 3,9 gr de propelente “A” y no se produjo fracturas, mientras que al llenar con agua la perforación, para la misma configuración y cantidad de propelente en el bloque P6, se generaron 2 fracturas con apróx. 180o entre sí.



2 Fracturas

Los bloques de roca A7 y A8, provienen de la misma muestra tomada en superficie, por lo tanto sus propiedades características son muy similares.

Kprom (md)Porosidad prom (%)

Densidad (gr/cc)

Tamaño de Grano

Módulo de Young E

Relación de Poisson V

UCS (psi)

Tensión Indirecta To

Cohesión So (psi)

Ángulo de Fricción, V

19,91 12,81 2,37 254 1,39 0,27 7655 518 2523 50

En la roca A7 se agregó ULTRAMIXR a la perforación para 2,5 gr de propelente “A” y se generaron 2 fracturas con apróx. 180o entre sí. En la roca A8 no se añadió fluido y no ocurrió fracturamiento.



3) El patrón observado en los ensayos (con excepción de aquellos casos donde la carga fue mínima) comprende fracturas en varias direcciones desde la perforación hacia afuera y a lo largo de su extensión.

Además se observó desprendimiento de partículas que impiden que las caras de la fractura vuelvan a su posición inicial.

Granosdesprendidos



4) De la prueba del punto de ignición del propelente “A”, se tiene que:

• Se comenzó a degradar a partir de 185°C (365°F), notandose cambio de color de negro a rojizo y desprendimiento de gases.

• El máximo valor que mide el termómetro es 250°C (482°F), y el punto de ignición no se pudo cuantificar debido a que es superior a este.



Conclusiones

• No es posible establecer una ventana de aplicación de las ecuaciones definidas en los modelos geométricos de fracturamiento hidráulico PKN y KGD de manera análoga para el fracturamiento con gas.

• En el fracturamiento con gas se genera un sistema radial de fracturas alrededor del pozo (diferente a las dos generadas en el convencional) debido a la velocidad de liberación de energía durante la explosión, lo cual permite el drenaje de los fluidos del yacimiento a través de un mayor número de canales de alta permeabilidad en diferentes direcciones.

• Se corroboró mediante la caracterización en torno a la porosidad, permeabilidad y granulometría, que las muestras de roca tomadas en la superficie son areniscas de grano fino de alta permeabilidad al gas.

• Se determinó que para este tipo de estimulación, el explosivo que mejor se ajusta a las necesidades de la fractura es el de tipo propelente.


• Es necesario que haya buen confinamiento para aprovechar al máximo la energía generada por el propelente con la menor pérdida.

• Se comprobó en bloques de plexiglass y de arenisca, que el uso de propelente inmerso en un fluido para fracturamiento con gas, permite que la propagación de la onda de choque sea mayor a través del medio, logrando mayor profundidad de la fractura.

• Las fracturas generadas se propagan en un sistema radial a partir de la perforación, a lo largo de su extensión y hacia afuera.

Conclusiones

• La caracterización basada en análisis convencionales y ensayos geomecánicos de la roca, es necesaria para realizar una adecuadaselección y configuración del material propelente a emplear.

• La Resonancia Magnética es una herramienta que permite obtener visualizaciones con una buena resolución para este tipo de pruebas.

• Se corroboró el desprendimiento de partículas de la matriz de la roca que impiden el cierre de las caras de la fractura.


• No es recomendado el uso de cordón detonante para este tipo de pruebas debido a que su alto poder destruye la roca, fragmentandola en múltiples pedazos.

• Se obtuvo que para las muestras de roca sin fluido en la perforación, la generación de fracturas se inicia a partir de 3gr de propelente “A”, y a pesar de que no se alcanzó un máximo en el cual la roca se deteriorara, para 10 gr de propelente las fracturas se crean se manera desordenada.

Conclusiones

• El propelente tipo “A” permitió realizar pruebas controladas, además tiene un alto punto de ignición sobre los 250°C (482°F), lo cual permite que se evalúe en condiciones de temperatura de yacimiento sin peligro de auto ignición.

• No es posible establecer una relación directa entre el espesor de las fracturas y la cantidad de propelente activado, ya que los espesores resultaron variables debido a que las propiedades geomecánicas de las muestras varían entre una y otra por no tener una orientación definida al tomarlas en la superficie.


• Asegurar la reproducibilidad de la formulación del propelente con la finalidad de garantizar la repetibilidad y éxito de las pruebas.

• Realizar el escalamiento de las muestras empleadas y los resultados obtenidos, de condiciones de laboratorio a las de yacimiento.

• Realizar un estudio profundo acerca del desarrollo de ecuaciones que permitan establecer un modelo de simulación con miras a la creación de un software propio.

Recomendaciones

• Se debe caracterizar la roca de interés, obteniendo la mayor información posible para lograr una buena selección y configuración del propelente.

• Al realizar pruebas con muestras de roca es necesario obtener suorientación bien sea por métodos de campo o por la técnica de Paleomagnetismo, con la finalidad de extraer la mayor información posible al comparar los resultados entre diferentes muestras.


• Diseñar una herramienta que permita el encapsulamiento adecuado para la aplicación del Fracturamiento con Gas.

• Realizar pruebas al propelente a condiciones de yacimiento en el CEPRO, y obtener información sobre las presiones generadas en el pozo.

• Diseñar una prueba que permita cuantificar la variación en la permeabilidad efectiva de la roca al realizar la estimulación mediante el Fracturamiento con Gas.

• Realizar pruebas en las cuales se evalúe el propelente de acuerdo a su sensibilidad a la presión externa y evaluar la sensibilidad ante la combinación de los parámetros presión y temperatura bajo condiciones extremas, según la información disponible de los yacimientos venezolanos.

Recomendaciones


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