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Por:ALEJANDRA NAVAS
DIANA RAMÍREZ CARLOS ROZO
CESAR BERNALDIEGO TRUJILLO
Fractura es la separación bajo presión en dos o
más piezas de un cuerpo sólido. La palabra se suele
aplicar tanto a los cristales o materiales cristalinos
como a los cuerpos rocosos o simplemente a la
superficie tectónica de un terreno.
En la industria petrolera, se busca inducir fracturas a
las formaciones de interés, para alterar
características físicas, como la permeabilidad,
buscando así mejorar las tasas de recobro, dentro
del proceso de explotación de un yacimiento
determinado.
El fracturamiento hidráulico consiste en la inyección de
un fluido fracturante, altamente viscoso, por encima de
la presión de fractura de una formación, con el objeto de
generar en ella canales de flujo (fracturas) y colocar un
elemento de empaque (arena) que permita incrementar
la conductividad de la formación y, por ende, el flujo de
fluidos hacia el pozo.
Es la propagación de fracturas en una
roca a causa de un fluido presurizado.
Estas fracturas hidráulicas son
utilizadas para mejorar o posibilitar la
extraccion de petroleo o gas desde el
subsuelo.
Este tipo de trabajo es realizado desde
el pozo perforado en los puntos o
profundidades deseadas.
La energia de la inyeccion del fluido a
altas presiones, crea nuevos canales
en la roca, la cual mejora su
permeabilidad y se hace mas
suceptible a la extraccion de
hidrocarburos.
Esta técnica se utiliza básicamente
para lograr el incremento de la
conductividad del petróleo o gas y
para reducir o eliminar el efecto de
daño en los pozos. También se utiliza
para controlar la producción de arena
en formaciones poco consolidadas y
para atenuar la velocidad de
deposición de materiales que dañan la
formación (asfáltenos, parafinas y
arcillas migratorias).
FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO
Es la propagación de fracturas en una
roca a causa de un fluido presurizado.
Estas fracturas hidráulicas son
utilizadas para mejorar o posibilitar la
extraccion de petroleo o gas desde el
subsuelo.
Este tipo de trabajo es realizado desde
el pozo perforado en los puntos o
profundidades deseadas.
La energia de la inyeccion del fluido a
altas presiones, crea nuevos canales
en la roca, la cual mejora su
permeabilidad y se hace mas
suceptible a la extraccion de
hidrocarburos.
FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO
El fracturamiento hidraulico es tambien considerada
una herramienta para realizar una adecuada
administracion del yacimiento, que en estos ultimos
tiempos ha dado resultados satisfactorios.
Un fracturamiento selectivo, con buena planeacion
optimiza la recuperacion de reservas y controla la
produccion en los yacimientos de hidrocarburos,
tanto de petroleo como de gas.
FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO
El primer fracturamiento fue realizado en Kansas, a
finales de 1940 y el propósito fue incrementar la
producción de un pozo marginal.
En la década de 1950 realizar este tipo de
tratamientos tiene gran impacto tanto en pozos de
petróleo como de gas.
A mediados de los 1980 incrementa, nuevamente la
aplicación del fracturamiento hidráulico como
resultado del conocimiento científico de los modelos
de comportamiento de la fractura en la formación
productora, además ayudo el hecho de realizar el
fracturamiento hidráulico masivo (mhf). La tendencia
consistía en fracturar formaciones con
permeabilidades muy bajas
Con las capacidades modernas del fracturamiento
mejorado, como es el caso de fracturar formaciones con
permeabilidades entre moderadas y altas, con la técnica
conocida como “Frac & pack” y el hecho de disminuir los
costos han permitido considerar al tratamiento hidráulico
como un tipo de terminación para los pozos petroleros .
En la actualidad técnicas como tratamientos sucesivos, o
métodos combinados de estimulación y control de
arenas son realizados usando como base el
fracturamiento de las formaciones utilizando la fuerza
hidráulica.
BREVE HISTORIA DEL FRACTURAMIENTO
HIDRAULICO.
Inicialmente los primeros tratamientos se mantuvieron dentro
de limites muy conservadores. Inyeccion de volumenes de
200 a 400 galoners de fluido con media libra de arena por
galon. Con velocidades de 2 a 4 barriles por minuto era
considerado como un tratamiento promedio, y el doble de
esas cantidades era ya un trabajo grande.
En ocasiones un operador se arriesgaba a realizar un
tratamiento con 1,500 o 2000 galones por minuto y se le
consideraba muy arriesgado.
Estos trabajos de inyeccion y fracking dieron como resultado el
aumento paulatino de las tazas y presiones de
fracturamiento.
A medida que las tasas aumentaban se experimenta con
fluidos de menor viscosidad, lo que reduce los costos y
da muy buenos resultados.
A finales de 1952 se popularizo el uso del metodo de
fracturamiento hidraulico y comenzaron a desarrollarse
nuevas tecnicas.
Los tratamientos realizados en 1975 mostraron en
promedio 37000 a 45000 libras de arena, en un
promedio de 1,25 libras por galon.
En el presente los tratamientos difieren mucho a los de
hace 25 años, se bombean 200,000 a 500,000
galones de fluido y 500,000 o 1’000,000 de libras de
arena.
Por que fracturar?El proceso de fracturamiento hidráulico de un pozo, debe reunir
una o mas de las siguientes razones.
1. Desviar el flujo: Normalmente se desea desviar el flujo de
produccion normal, cuando existe algun tipo de daño en las
vecindades del pozo, este daño conocido como skin damage
evita que se desarrolle una explotacion adecuada del
reservorio por lo que el objetivo es retornar el pozo a su
productividad normal.
2. Extender una ruta: Existen rutas preferenciales dentro del
reservorio que aportan gran cantidad de flujo al pozo, el
objetivo al fracturar la formacion es hacer que estos canales
extiendan su alcance dentro del yacimiento, para llegar a
lugares con alta saturacion y poca permeabilidad.
Alterar el flujo: se busca
alterar el tipo de flujo que
se lleva a cabo en el
pozo. Esto permite que se
realice una adecuada
gestion en la administracion
del yacimiento.
Mejora la producción.
Desarrolla reservas
adicionales.
Sobrepasa zonas altamentedañadas.
Reduce la deposición de
asfáltenos.
Controla la producción de
escamas.
Conecta sistemas de fracturasnaturales.
Asegura la producción de intervalos con
arcillas laminares.
Conecta formaciones lenticulares.
Disminuye la velocidad de flujo
en la matriz rocosa.
Incrementa el área efectiva de
drenaje de un pozo.
Disminuye el numero de pozos necesarios para drenar un área.
Reduce la necesidad de
perforar pozos horizontales.
Retarda el efecto de conificación
del agua
• Fluido de inyección y fluido a producir
• Compatibilidad de los fluidos
• Humectabilidad
• Gravedad API
• Composición del Agua
• Profundidad
• Gradiente de Fractura (variación pe la presión de fractura con la profundidad y tasa de inyección)
• Porosidad
• Saturaciones
• Permeabilidad
• Presión de Yacimiento
• Contactos Gas-Petróleo y Petróleo-Agua
• Litología
• Mineralogía
• Espesor
• Temperatura
Factores en el sistema roca fluido
DATOS DEL POZO
• Integridad del revestidor y del Cemento
• Intervalos abiertos a Producción
• Profundidad
• Registros disponibles
• Configuración mecánica
• Características del Cañoneo
• Trabajos anteriores en el pozo y en pozos vecinos
GEOMETRÍA DE LA
FRACTURA
• Esfuerzo mínimo en sitio.
• Relación de Poisson
• Módulo de Young
• Presión de Poro (yacimiento)
La orientación de la
fractura está
íntimamente ligada
al estado original
de esfuerzos in-situ
y al mecanismo
que la genera.
ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA
El caso que aquí nos ocupa es
donde el estado original de
esfuerzos cumple la siguiente
condición:
Bajo esta condición y para el caso
particular donde la fractura
hidráulica es generada por tensión,
la orientación de la fractura estará
en dirección perpendicular a, como
lo ilustra la
Figura 1, independientemente de
las condiciones de terminación
incluyendo la orientación
preferencial de los disparos.Figura 1. Orientación de la fractura creada
por tensión.
La fractura de una roca se
realiza perpendicularmente al
mínimo esfuerzo y por lo tanto
en la mayoría de pozos, la
fractura es vertical.
Si la tasa de bombeo se
mantiene superior a la tasa de
pérdida de fluido en la fractura,
entonces la fractura se propaga
y crece, como se observa en la
Figura.
La perdida de fluido en lafractura es el resultado deun balance volumétrico.
Una parte del volumen delfluido abre la fractura yotra invade lasvecindades de la misma.
Inicialmente se inyectasolo fluido pues se esperaa que se abra la fracturapara comenzar aadicionar el materialsoportante.
ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA
Si la formación es
homogénea, el crecimiento
tiende a ser radial.
Rara vez crece más de 300
pies en longitud.
El ancho es independiente
de la reología, depende de
la elasticidad.
Se inicia en la roca
permeable y crece a la
impermeable.
Factores en el sistema
roca fluido:
-Fluido de inyección y fluido
a producir
- Compatibilidad de los
fluidos
- Humectabilidad
- Gravedad API
- Composición del Agua
- Profundidad
- Gradiente de Fractura
(variación pe la presión de
fractura con la profundidad y
tasa de inyección)
- Porosidad
- Saturaciones
- Permeabilidad
- Presión de Yacimiento
-Contactos Gas-Petróleo y
Petróleo-Agua
- Litología
- Mineralogía
- Espesor
- Temperatura
Datos del Pozo
‡ Integridad del revestidory del Cemento
‡ Intervalos abiertos a Producción
Profundidad Registros disponibles Configuración mecánica Características del
Cañoneo Trabajos anteriores en el
pozo y en pozos vecinos
Geometría de la
Fractura ‡ Esfuerzo mínimo en
sitio.
Relación de Poisson
Módulo de Young
Presión de Poro
(yacimiento)
Determinar la geometria de la fractura antes, durante y
despues es importante para evaluar el comportamiento
y propagacion del fracturamiento, ademas de evaluar
la viabilidad del proyecto.
para lo anterior se utilizan modelos de simulacion que
nos permitan caracterizar la geometria del
fracturamiento.
Para estudiar la geometria de las fracturas se tienen las
siguientes consideraciones:
• Material isotrópico y homogéneo.
• ‡ Comportamiento elástico lineal.
• ‡ Reología conocida.
Modelos 2-d
Son aproximaciones analiticas
que suponen altura constante y
conocida.
Para longitudes de fractura
mucho mayores que la altura
modelo (Perkins & Kern) PKN
Para longitudes mucho
mayores a la altura modelo
KGD
Modelo radial 2xf=hf. Crecen
tanto altura como longitud.
MODELOS 3-D
Los modelos 3D solventan las
limitaciones impuestas en el
desarrollo de los modelos de
dos dimensiones.
Un modelos 3D completo es
complejo por que requiere de
una cantidad significativa de
datos para justificar su uso y
un analisis mucho mas
detallado.
Existen modelos KGD y PKN
Para hablar acerca de la hidraulica del fracturamiento debemos introducir
algunos terminos relacionados con la mecanica de esfuerzos:
1. Modulo de elasticidad de young: es un tipo de constante elastica que
relaciona una medida relacionada con la tensión y una medida relacionada
con la deformación.
2. El coeficiente de Poisson: corresponde a la razón entre la elongación
longitudinal y a la deformación transversal en un ensayo de tracción.
Alternativamente el coeficiente de Poisson puede calcularse a partir de los
módulos de elasticidad longitudinal y transversal.
Deformación y esfuerzos: La roca al someterse a una carga se deformará
cumpliendo la ecuación de elasticidad: W=EI
W=esfuerzo
E = Módulo de elasticidad de Young
I= deformación
Los esfuerzos en una dirección generan
deformaciones en otras direcciones
• Presiones de Estimulación
• Cálculos de fricción
– Fricción en los tubulares
– Fricción en los punzados
– Tortuosidad (FNWB)
– Fricción del fluido de fractura viajando a través de
la misma ( Far-Field)
• Entrada limitada
– Número de perforaciones
– Tamaño de las perforaciones
– Caudal de Inyección
La presión de fractura en fondo de pozo (BHFP) esigual al gradiente de fractura por la profundidad.
BHFP = Gradiente de fractura X Profundidad
BHFP es igual a la presión instantanea al cierre(ISIP) en la superficie + la presión hidrostática (Ph)en la cara de la formación.
BHFP = Presion instantanea al cierre + Presionhidrostatica
La presión de fractura en fondo ( BHFP) es igual a lapresión de tratamiento en superficie (STP) “+” la presiónhidrostática (Ph) “-”menos la caída de fricción total (Pf)BHFP = Presion de Tratamiento en Superficie +
Presion hidrostatica – Caida de la Friccion totalLa caída de presión total es igual a las perdidas en lastuberias(Pfpipe) “+” perdidas de fricción en los punzados(Pfperf) “ + ” las perdidas de fricción cerca del pozo(near-wellbore friction /Pfnwb)
Pf= Perdidas Tubulares + Perdidas de friccion enlos punzados + Perdidas de friccion cerca del pozo
La presión hidrostática (psi) es igual a un
factor de conversión (0,052) multiplicado
por la profundidad vertical (LF / en ft) y
multiplicado por la densidad de fluido (en
lb/gal).
PH = Densidad del Fluido lb/gal. X
Profundidad vertical X 0.052
Las perdidas de presión por fricción en los tubulares es
usualmente determinada de cartas obtenidas en pruebas de
laboratorio.
Las perdidas de presión por fricción en los punzados es
usualmente determinada de cartas obtenidas en pruebas de
laboratorio.
• La presión de tratamiento en fondo (BHTP) es igual a la
presión de tratamiento en superficie “+” la presión
hidrostática “ –” las perdidas de fricción totales.
BHTP = STP + Ph - Pf
STP = BHFP - Ph + Pf
Pf = Pfpipe + Pfperfs + Pfnwb
BHFP = ISIP + Ph
BHFP = Frac Gradient X Depth
BHFP = STP + Ph - Pfpipe -
Pfperf- Pfnwb
STP = Presion de tratamiento
Superficie
BHFP = Presion de Fractura en
el Pozo
Ph = Presion Hidrostatica
Pfpipe = Perdidas en los
Tubulares
Pfperf = Presion por Friccion en
los punzados
Pfnwb = Perdidas de Presion
cerca del Pozo
ISIP = presión instantanea al
cierre
Gradientes de Fractura
0 - 4,000 ft 0.90 psi/ft
4,000 - 6,000 ft 0.80 psi/ft
6,000 - Deeper 0.70 psi/ft
PROCESO DE
FRACTURAMIENTO
HIGRÁULICO
PRESION TIPO DE FLUIDO
(bombeo)
Aplica presión mayor
a la P de fractura de
la roca.
Continúa aplicando
presión para
extender la fractura.
Precolchón (salmuera
o gelatina lineal)
Colchón de gelatina
bombeo del tratamiento
CONTROL DE LA
OPERACIÓN
•Presión
•Gasto
•Dosificación del
apuntalante
•Dosificación de
aditivos
•Condiciones del
fluido fracturante
1. Presión de
ruptura.
2. Presión de
bombeo
3. Presión de
cierre
instantánea
FRICCION EN
TUBULARES
Regímenes de Flujo– Flujo Tapón
– Flujo Laminar
– Flujo Turbulento
– Flujo transicional
Número de Reynolds
Número de fricción de
Fanning
Número de Reynolds - Fluidos
Newtonianos
Donde:
Q =Caudal, bpm
ρ= densidad, lb/gal
d= diámetro interno de la tubería, inch
μ= viscosidad, centipoise (cp)
NR <2000 flujo laminar, NR >4000 flujo turbulento.
Fluidos Newtonianos
Pf = Fricción en Tubulares, psi
L = Longitud del tubular, feet
ρ = Densidad, lb/gal
Q=caudal , bpm
d = Diámetro interno del tubular, inch
f = Factor de fricción de Fanning
El factor de fricción de Fanning depende del Número de Reynolds (NR)
Fluidos no- Newtonianos
d = Diámetro interno del tubular, inch
V = Velocidad del fluido, ft/sec
ρ = Densidad del fluido, lb/gal
K’ = Indice de consistencia, lb-secn’/sq ft
n’ = Indice de comportamiento de flujo
Q = Caudal, bpm
Re entre 2100 y 3500 que dependen del índice de
comportamiento de flujo n
Pf =pérdida de presión, lpc
L = longitud de la tubería, pies
ρ = densidad, lb / gal
V = velocidad del fluido, m / s
D = diámetro interior del tubo, pulgadas
f = factor de fricción de Fanning
Factor de fricción de Fanning depende del número de Reynolds (NR)
Rate = caudal en BPM
Perf = perdida por fricción psi
ID= diámetro interno en pulgadas
Es una constante que concentra una variableconocida como coeficiente de descarga la cuálesta basada en los efectos del túnel perforado.
Q = caudal, lpm
D = densidad del fluido, lb / gal
C = coeficiente de descarga de perforación
H = diámetro de la perforación, pulgadas
Ecuación Modificada de CramerCompensa por efectos de la erosión de la perforación
“K” es conocida como “coeficiente de descarga” esta basado en los efectos del tunel de la perforación. Los valores varían entre 0.6 al inicio del tratamiento hasta 0.9 al final del mismo.
Q = caudal, lpmD = densidad del fluido, lb / galC = coeficiente de descarga de perforaciónH = diámetro de la perforación, pulgadasPfperf = presión por fricción de perforación, psi
Definida como la restricción en las
cercanias del pozo para iniciar y
orientar la fractura.
Definida como la fricción del fluido
mientras viaja a lo largo de la fractura
Definida como la presión a la cuál la fractura se cierra
• Cabe destacar que no es:
– Presión de cierre instantaneo (ISIP)
– Esfuerzo mínimo horizontal (hmin)
– Menor esfuerzo principal (min)
– Gradiente de Fractura
– Presión de Propagación de la fractura
• Es usualmente obtenida del análisis de la declinación de
presión durante el minifrac.
• Una vez que se conoce la presión de cierre, esta puede ser
usada para determinar el tiempo de cierre el cual es usado
para determinar la eficiencia del fluido.
• La presión de cierre es requerida para definir la presión
neta durante la inyección del tratamiento principal.
Es una variable que nos ayuda a determinar la geometría de lafractura durante la operación.
• pnet = pfracture - pclosure
• pnet = psurface gauge +phydrostatic -pfrictiontotal - pclosure
• pfrictiontotal= pfrictionpipe+pfrictionperforations+ pnwb
