fracturamiento hidraulico

Introduccin

A ) Qu es el fracturamiento hidrulico.

B) Evolucin.

C) Objetivos.

D) Beneficios.

E) Orientacin de la fractura.

F) Factores que influyen en la fractura.

G) Geometra de la fractura.

H) Hidrulica de fracturamiento.

Qu es un Fracturamiento Hidrulico

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

presin que supera la capacidad de admisin matricial de la formacin

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

El fracturamiento hidrulico se realiza debido a que la baja permeabilidad

natural y partculas del fluido de perforacin depositadas en el estrato,

imposibilitan que pueda existir flujo hacia el pozo.

Un tratamiento de fracturamiento consiste en el rompimiento de la formacin

mediante un fluido a una alta tasa y presin. La inyeccin continua de dicho

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

tal, se le agrega un material slido 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 slido es conocido como agente apuntalante .

Qu es un Fracturamiento Hidrulico

Este tipo de tratamiento se utiliza

bsicamente para:

formaciones de baja permeabilidad.

Permitir que los fluidos producidoso inyectados atraviesen un dao

profundo.

Mejoramiento del ndice deinyectividad del pozo y la creacin

de canales de flujo de alta

conductividad en el rea de drene

del pozo productor.

Qu es un

Fracturamiento

Hidrulico

2. Qu es un fracturamiento hidrulico y como realizarlo?Es un proceso que se lleva a cabo donde el yacimiento tiene baja permeabilidad*, el objetivo es aumentarla para que el pozo sea ms productivo.

la inyeccin de un fluido a presin, denominado fluido de fractura, hasta la profundidad a la que se encuentra la roca, que se quiere fracturar, expuesta en la cara del pozo, para lograr la falla de la misma, es decir, hasta fracturar o hacer fallar la formacin .

El fluido de fractura es el encargado de transmitir la presin hidrulica al yacimiento.

Despus de alcanzada la falla, el mantenimiento de la presin del fluido produce la extensin de la fractura ms all del punto de ruptura inicial.

Dicha fractura crea un canal de flujo nuevo y ms grande que cualquiera de los prexistentes, estos ltimos procedentes de las fracturas naturales o de la

comunicacin entre los poros.

http://www.oilproduction.net/cms/index.php?option=com_content&view=article&id=1812:fractura-hidraulica-en-qgas-a-oil-shalesq&catid=70:completacion&Itemid=89

Inicialmente se inyecta fluido fracturante al pozo y posteriormente esnecesario que el material soportante comience a ingresar en las fracturas.

Qu es un

Fracturamiento

Hidrulico

El diseo de concentracin de material soportante es importante para obteneruna excelente conductividad de los fluidos en el interior de la fractura.

Al final de un tratamiento, la fractura debe tener la concentracin adecuadade material soportante, para evitar el cierre de la fractura.

Finalmente, se bombea un volumen de fluido con el objeto de realizar lalimpieza del exceso del material soportante del pozo.

Para controlar la operacin, se deben

registrar continuamente los valores de:

1. Presin.

2. Gasto.

3. Dosificacin del apuntalante.

4. Dosificacin de aditivos.

5. Condiciones del fluido fracturante

(control de calidad).

Qu es un Fracturamiento

Hidrulico

Unidad de tubera flexible adaptada a las necesidades

de fracturamiento hidrulico.

El primer fracturamiento fue realizado en Kansas, a finales de 1940 y el

propsito fue incrementar la produccin de un pozo marginal.

En la dcada de 1950 realizar este tipo de tratamientos tiene gran impacto

tanto en pozos de petrleo como de gas.

A mediados de los 1980 incrementa, nuevamente la aplicacin del

fracturamiento hidrulico como resultado del conocimiento cientfico de los

modelos de comportamiento de la fractura en la formacin productora,

adems ayudo el hecho de realizar el fracturamiento hidrulico masivo

(mhf). La tendencia consista en fracturar formaciones con permeabilidades

muy bajas.

Evolucin

Inyeccin de volumenes de 200 a 400 galones de fluido con media libra de arena porgalon.

Velocidades de 2 a 4 barriles por minuto era considerado como un tratamiento promedio, yel doble de esas cantidades era ya un trabajo grande.

Muchas veces se inyectaban volumenes de 1500 a 2000 galones considerandose untrabajo arriesgado para la epoca.

Estos trabajos de inyeccin y fracking dieron como resultado el aumento paulatino de lastazas y presiones de fracturamiento.

Evolucin

A medida que las tasas aumentaban se experimenta con fluidos de menor viscosidad loque reduce los costos y da muy buenos resultados.

Los tratamientos realizados en 1975 mostraron en promedio 37000 a 45000 libras dearena, una relacion arena- fluido de de 1,25 libras por galon.

En el presente los tratamientos difieren mucho a los de hace 25 aos, se bombean200,000 a 500,000 galones de fluido y 500,000 o 1000,000 de libras de arena.

Evolucin

Evolucin

Hoy en da los fluidos defracturamiento gelatinosos son

preparado en superficie e

inyectados al pozo a presiones

mximas de unos 20 mil PSI

(libras por pulgada cuadrada)

en cabeza de pozo, esto es

666 veces ms que la presin

de una llanta de vehculo, que

es de 30 PSI

A cada pozo se puedeadicionar entre 30 mil y 70 mil

libras de arena, pero en

Estados Unidos se conocen

trabajos con la adicin de

hasta 1 milln 500 mil libras.

Mejora la produccin.

Desarrolla reservas adicionales.

Sobrepasa zonas altamente daadas.

Reduce la deposicin de asfaltenos.

Controla la produccin de escamas.

Conecta sistemas de fracturasnaturales.

Objetivos

Disminuye la velocidad de flujo en lamatriz rocosa.

Incrementa el rea efectiva de drenajede un pozo.

Disminuye el nmero de pozosnecesarios para drenar un rea.

Reduce la necesidad deperforar pozos horizontales.

Retarda el efecto de conificacin delagua.

Objetivos

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

Esta puede ser provocada por:

Procesos diageneticos.

Perforacin de pozos.

Casing es colocado y cementado en su lugar.

El dao ocurre debido a que los fluidos de perforacin y/o completacin se filtran

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

fracturamiento hidrulico no es diseado adecuadamente, este podra ser

antieconmica si es que exitoso .

Objetivos

Disminucin del dao.

Aumento de la conductividad.

Mayor rea de flujo.

Mejoramiento de la produccin.

Beneficios

Orientacin de la fractura

La fractura se crea y se propaga siempre en sentido

perpendicular al de menor esfuerzo de la roca.

La orientacin

puede ser:

Horizontal

Vertical

Inclinada


Factores con mayor influencia en la orientacin de la fractura:

Esfuerzos locales.

La presin de los poros.

El mdulo de Poisson.

El mdulo de Young.

Compresibilidad de la roca.


Es importante resaltar que la

orientacin de la fractura est

ntimamente ligada al estado original de

esfuerzos in-situ y al mecanismo que la

genera. El caso que aqu nos ocupa es

donde el estado original de esfuerzos

cumple la siguiente condicin:

v H h

Bajo esta condicin y para el caso

particular donde la fractura hidrulica es

generada por tensin, la orientacin de

la fractura estar en direccin

perpendicular al esfuerzo mnimo.

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

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

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

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

mximo.


Si la tasa de bombeo se mantiene

superior a la tasa de prdida de fluido

en la fractura, entonces la fractura se

propaga y crece.

Si la formacin es homognea, el

crecimiento tiende a ser radial.


Factores que influyen en la fractura

Sistema Roca- Fluido

Humectabilidad

Gravedad API

Composicin del agua

Profundidad

Porosidad

Saturaciones

Permeabilidad

Presin del Yacimiento

WOC y GOC

Litologa

Espesor

Temperatura

Gradiente de fractura

Gradiente de fractura

Presin a la cual ocurre laruptura de una formacin .

Es esencial para optimizarel diseo del pozo, este,

puede estimarse a partir

de datos de los pozos de

referencia.


Geometra de la fractura

Esfuerzos locales (In Situ

Stresses)

Presin de Sobrecarga

Presin de Poro

Normal

Anormal

SubnormalRelacin de

Poisson

Modelo de Young

Compresibilidad de la roca

Toughness


Presin de sobrecarga

Presin ejercida por el peso total de las formaciones sobrepuestas por arriba del punto de inters

Es una funcin de:

La densidad total de las rocas

La porosidad

Los fluidos congnitos


Presin de Poros

Presin que acta sobre los fluidos en los espacios porosos

de la roca. Se relaciona con la salinidad del fluido.

Presin Anormal de Poros < 0,465 psi/ft

Presin Normal de Poros = 0,465 psi/ft

Presin Subnormal de poros > 0,465 psi/ft


Relacin de Poisson

Relacin de la expansin lateral a la

contraccin longitudinal de una roca

bajo de una fuerza uniaxial.

ro

Ho


Modelo de Young

Relacin entre el esfuerzo a la deformacin causado por una

fuerza uniaxial.


COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA

Compresibilidad de la matriz de roca, Cr:

Cambio fraccional en el volumen del material slidos de la roca,

por unidad de cambio en la presin.

Compresibilidad de los poros, Cp:

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

cambio de presin

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 propagacin dela fractura, es proporcional a la cantidad de energa que puede

ser absorbida por el material antes de ocurrir la propagacin.

No es igual a la resistencia de la roca a la tensin.

To = Esfuerzo de tension de la roca.

Ac = Area del defecto mas grande.

Kic= Toughness de la fractura.


Tambin se conoce como factor de intensidad de esfuerzos

crticos. Los valores mas frecuentes son:

GEOMETRIA DE LA FRACTURA

La geometra de la fractura creada puede ser aproximada por modelos

que tomen en cuenta:

Propiedades mecnicas de la roca.

Propiedades del fluido fracturante.

Condiciones a las cuales el fluido fracturante es inyectado (tasade inyeccin y presin).

Esfuerzo de la formacin.

Distribucin de esfuerzos en el medio poroso.

Estos conceptos son necesarios no solamente para la construccin del

modelo del proceso de la fractura en s, sino tambin en la prediccin

del crecimiento de la fractura.


Los modelos de fracturamiento hidrulico los podemos dividir en tres

familias:

Modelos en dos dimensiones (2-D).

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

Modelos tridimensionales (3-D).

El clculo de la geometra de fractura es esencialmente una

aproximacin, debido a que se supone que el material es isotrpico,

homogneo y linealmente elstico, lo cual sucede slo en un

material ideal.


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

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

paraleleppedo.

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 elptica en el eje vertical

del pozo.

Responde a las limitaciones de los modelos 2- D en relacin a la forma

de fractura en cuanto tiene que ver con la altura de esta.


Caractersticas importantes :

En ambas direcciones el ancho es mucho menor que lasotras dimensiones de la fractura: altura y longitud.

La geometra elptica, aunque no es enteramenteverdadera, es una aproximacin acertada.

La altura de la fractura es constante.

La longitud es mayor que las otras dimensiones de la fractura: altura yancho.

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 ser recomendado para el caso donde grandes

fracturas en la formacin productora se generan con el tratamiento

de fracturamiento hidrulico.

Hidrulica de fracturamiento

Durante la operacin:

Bombear precolchn

de salmuera

Fluido que produce la

fractura

Bombeo del tratamiento

Para controlar la operacin:


Fluidos fracturantes:

Propiedades que debe

cumplir

Bajo coeficiente de prdida

Alta capacidad de

transporte del apuntalante

Bajas prdidas de P por

friccin en la tubera y altas

en la fractura

Fcil remocin

Compatibilidad con fluidos

Mnimo dao a k de la

formacin y fractura


Fluidos Apuntalantes:

Propiedades que debe

cumplir

Resistencia

Cantidad de finos e

impurezas

Densidad

Redondez y esfericidad

Distribucin y tamao del

grano


Presiones de estimulacin

Clculos de friccin

Nmero de Perforaciones

Tamao de las

perforaciones

Caudal de inyeccin

Factores influyentes


Durante el proceso se deben monitorear:

Presin de rotura

Es el punto enque la formacinfalla y se rompe.

Presin de bombeo

Es la necesariapara extender lafractura.

Presin de cierre instantnea

Es la que seregistra al pararel bombeo.


Presiones de Estimulacin

Presin de Fractura

Es la necesaria paramantener abierta la fisuray propagarla ms all delpunto de falla. Puedevarias durante laoperacin.

La presin para extenderla fractura se calcula deacuerdo a:

Pef = Pci + Ph

BHPF = GF * Profundidad



Presin Hidrosttica

Densidad del fluidomultiplicada por laprofundidad y un factor deconversin.

Ph= 0,052* Densidad F * Profundidad



Prdidas de presin por friccin

BHTP= STP + Ph - Pf

Pf = Ppipe + Pfper + Pfnwb



Friccin en tubulares

Regmenes de flujo:

- Flujo Tapn.

- Flujo Laminar.

- Flujo Turbulento.

- Flujo Transicional.

Nmero de Reynolds

Nmero de friccin de fanning.



Nmero de Reynolds

Fluidos Newtonianos


Factor de friccin de Fanning


Fluidos no Newtonianos

Nmero de Reynolds



Friccin en perforados

Correccin por efectos de erosin en la perforacin

C es conocida como coeficiente de descarga esta basado en los efectosdel tunel de la perforacin. Los valores varan entre 0.6 al inicio del

tratamiento hasta 0.9 al final del mismo.


Friccin cerca al pozo:

Friccin a travs de los disparos

Tortuosidad

Desalineamiento de fases


Presin de tratamiento en superficie:

Ps= Pef + Pfrict + Pfricp - Ph

Potencia Hidrulica:

Phid= (Ps*Q)/ 40.8


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



Presin a la cual lafractura se cierra.

Presin de cierre



Variable que nos ayuda adeterminar la geometra de lafractura durante la operacin.

Presin Neta

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