FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

WILFRIDO ADN DE LA CRUZ LICONABRAYAN EDUARDO PREZ FLREZSEBASTIAN QUICENO PEREZANGELICA MARIA TUIRAN CHARRISCRISTHIAN CAMILO VELANDA AVENDAO

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERFACULTAD DE INGENERIAS FISICOQUMICASESCUELA DE INGENIERA DE PETROLEOSCOMPLETAMIENTO DE POZOSBUCARAMANGA2013FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

WILFRIDO ADN DE LA CRUZ LICONABRAYAN EDUARDO PREZ FLREZSEBASTIAN QUICENO PEREZANGELICA MARIA TUIRAN CHARRISCRISTHIAN CAMILO VELANDA AVENDAOGrupo: B2

Trabajo final de Completamiento de pozos

Presentado a:Ing. LUIS JOSE ABAUNZA

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDERFACULTAD DE INGENIERAS FISICOQUIMICASESCUELA DE INGENIERA DE PETROLEOSCOMPLETAMIENTO DE POZOSBUCARAMANGA2013CONTENIDO

Pg.INTRODUCCIN 8 1 ROCAS1.1 TIPOS DE ROCAS1.1.1 ROCAS IGNEAS1.1.2 ROCAS METAMORFICAS1.1.3 ROCAS SEDIMENTARIAS CLASTICAS1.1.3.1 Lutitas1.1.3.2 Areniscas1.1.4 ROCAS SEDIMENTARIAS QUIMICAS1.1.4.1 Calizas1.2 PROPIEDADES MECNICAS DE LAS ROCAS1.2.1 MODELOS REOLOGICOS IDEALES1.2.1.1 Comportamiento Elstico1.2.1.1.1 Principales constantes elsticas1.2.1.1.1.1 Mdulo de Young1.2.1.1.1.2 Relacin de Poisson1.2.1.1.1.3 Mdulo de Rigidez1.2.1.1.1.4 Modulo Volumtrico1.2.1.1.1.5 Constante de Lam1.2.1.2 Comportamiento plstico1.2.1.3 Comportamiento viscoso1.2.2 MODELOS REOLOGICOS COMBINADOS

2 PRESIONES DE FORMACION2.1 ESFUERZOS PRINCIPALES E IN-SITU2.2 ESFUERZO EFECTIVO2.3 PRESION DE PORO2.3.1 PRESION NORMAL DE PORO2.3.2 PRESION ANORMAL DE PORO2.3.3 PRESION SUBNORMAL DE PORO2.4 GRADIENTE DE FRACTURA DE LA FORMACION2.4.1 MTODO DE EATON2.4.2 PRUEBAS DE RESISTENCIA DE LA FORMACIN2.4.2.1 Prueba de fuga (LOT)2.4.2.2 Prueba de integridad de la formacin (FIT)2.5 PRESION DE CIERRE2.6 DISTRIBUCION DE LOS ESFUERZOS ALREDEDOR DEL POZO2.7 PRESIONES ANORMALES2.7.1 INTRODUCCION2.7.2 CAUSAS DE LAS PRESIONES ANORMALES2.7.2.1 Esfuerzos mecnicos2.7.2.2 Esfuerzos trmicos2.7.2.3 Transferencias dinmicas2.7.2.4 Esfuerzos qumicos2.7.3 EFECTOS RELACIONES CON LA DEPOSITACIN2.7.3.1 Sub-compactacin2.7.3.2 Depositacin de evaporitas2.7.4 PROCESOS DIAGENETICOS2.7.5 EFECTOS RELACIONES CON LA TECTONICA2.7.5.1 Plegamientos2.7.5.2 Fallas2.7.5.3 Diapirismo de sal2.7.6 METODOLOGIAS PARA DETERMINAR LAS PRESIONES ANORMALES2.7.6.1 Datos ssmicos2.7.6.2 Velocidad de perforacin (ROP)2.7.6.3 Lutitas deleznables2.7.6.4 Densidad de las lutitas2.7.6.5 Presencia de gas en el lodo2.7.6.6 Indicacin de contenido de cloruro2.7.6.7 Indicacin de temperatura2.7.6.8 Registros con cable

3 FRACTURAMIENTO HIDRULICO3.1 CUNDO SE DEBE FRACTURAR?3.1.1 POZOS MARGINALES3.1.2 ZONAS DE POCO ESPESOR3.1.3 DISTRIBUCIN DE LOS POZOS3.2 TIPOS DE DATOS REQUERIDOS PARA DISEAR UN FRACTURAMIENTO HIDRULICO3.3 APLICACIONES DE FRACTURAMIENTO HIDRULICO3.3.1 AUMENTO EN LA PRODUCCIN3.3.2 CORRECCIN DEL DAO A LA FORMACIN3.3.3 DESARROLLO COMERCIAL DE YACIMIENTOS CON BAJA PERMEABILIDAD3.3.4 INYECCIN DE FLUIDOS LA FORMACIN3.3.5 RECUPERACIN SECUNDARIA3.4 DISEO DEL FRACTURAMIENTO HIDRULICO3.4.1 FACTORES QUE AFECTAN EL FRACTURAMIENTO HIDRULICO3.4.2 DISEO DE UNA FRACTURA3.4.3 INICIACIN DE LA FRACTURA3.4.4 ORIENTACIN DE LAS FRACTURAS3.4.5 TIPOS DE FRACTURAS3.4.6 GEOMETRA DE LAS FRACTURAS3.4.7 CONDUCTIVIDAD DE LA FRACTURA3.4.8 PERDIDAS DE FLUIDO3.5 FLUIDOS FRACTURANTES3.5.1 TIPOS DE FLUIDOS FRACTURANTES3.5.1.1 Fluidos Base Aceite3.5.1.1.1 Aceites Refinados3.5.1.1.2 Aceite Crudo3.5.1.2 Fluidos Base Agua3.5.1.3 Fluidos No Newtonianos3.5.1.3.1 Geles de Fracturamiento3.5.1.3.1.1 Gel Base Hidrocarburo3.5.1.3.1.2 Geles de Reticulacin Retardada (Delayed Crosslinked Gels)3.5.1.3.1.3 cidos Gelificados3.5.1.3.2 Fluidos Emulsionados3.5.1.3.3 Fluidos Espumados3.5.2 ADITIVOS DE LOS FLUIDOS DE FRACTURAMIENTO3.5.3 SELECCIN DEL TIPO DE FLUIDOS3.5.4 MATERIALES DE SOSTN3.5.4.1 Disposicin del Material de Sostn entre la Fractura3.5.4.2 Espaciamiento del Material de Sostn3.6 EQUIPOS DE FRACTURAMIENTO HIDRULICO3.6.1 BOMBA3.6.2 MAQUINA MEZCLADORA "BLENDER"3.6.3 "MOUNTAIN MOVER"3.6.4 CENTRO DE COMANDO DE TECNOLOGA3.6.5 LNEAS DE ALTA PRESIN3.6.6 LABORATORIO DE PRUEBAS QA-QC3.7 LIMITACIONES DEL FRACTURAMIENTO HIDRULICO

4 CALCULO DEL NDICE DE PRODUCTIVIDAD4.1 INDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP)4.2 NDICE DE PRODUCTIVIDAD PARA DIFERENTES TIPOS DE YACIMIENTOS4.2.1 GAS EN SOLUCIN4.2.2 EMPUJE POR INTRUSIN DE AGUA4.2.3 EXPANSIN POR CAPA DE GAS4.3 RELACIN DEL COMPORTAMIENTO DEL FLUJO DE ENTRADA (IPR)4.3.1 FACTORES QUE INFLUYEN EN LA FORMA DEL IPR4.3.1.1 Zona de permeabilidad constante4.3.1.2 Formacin estratificada4.4 PREDICCIN DEL IPR4.4.1 MTODO DE VOGEL4.4.2 MTODO LOG-LOG4.4.3 MTODO DE FETKOVICH5 CONCLUSIONESBIBLIOGRAFIAANEXOS

LISTA DE FIGURAS Y TABLAS

Figura 1. Analoga de la ley de Hooke con el comportamiento elstico de las rocas.Figura 2. Analoga del comportamiento plstico con el movimiento bajo friccin de un bloque.Figura 3. Analoga del comportamiento viscoso con la compresin de un fluido.Figura 4. Grfica de Profundidad vs Presin: presin subnormal y anormal.Figura 5. Ejemplo de los gradientes de presiones normales, subnormales y anormales.Figura 6. Mecanismos de sobrepresin a partir de las fallas estructurales.Figura 7. Intrusin de un domo salino en un yacimiento de petrleo.Figura 8. Valores normales de presin de las lutitas segn la profundidad.Figura 9. Registro tpico del multiprobador de formacionesFigura 10. Fractura axial.Figura 11. Fractura normal.Figura 12. Fractura inclinada.Figura 13. Esquemas de fracturas con dos tipos de fluidos.

Tabla 1. Clasificacin de las rocas detrticas segn el tamao de grano o clasto.Tabla 2. Clasificacin de las rocas sedimentarias qumicas.Tabla 3. Valores tpicos del dao S con tratamientos de fracturamiento hidrulico.Tabla 4. Especificaciones generales de un aceite refinado.Tabla 5. Presiones de confinamiento para algunos materiales de soporte.Tabla 6. Ejemplo: Tratamiento de fracturamiento para dos pozos.

INTRODUCCIN

A nivel mundial se pronostica que la demanda energtica va en aumento debido a factores de crecimiento poblacional o de crecimiento econmico e industrial en pases como China e India. Las compaas internacionales y naciones de petrleo y gas tienen el desafo de producir ms hidrocarburos para suplir las demandas energticas de las prximas dcadas.En la mayor parte del mundo, se producen hidrocarburos de yacimientos con caractersticas petrofsicas aceptables, que permiten explotarlos de una forma comercialmente atractiva. Este tipo de yacimientos se encuentran en su etapa madura y sufren una deplecin de presin ao tras ao, disminuyendo su produccin. Debido a esto, las compaas tienen el reto de explorar nuevos escenarios en yacimientos de baja permeabilidad y yacimientos no convencionales.Actualmente, el tratamiento de fracturamiento hidrulico es una de las tcnicas de estimulacin con mejores resultados para estos yacimientos, y su xito se basa en la implementacin de una metodolgica que utiliza modelos geolgicos, petrofsicos, de produccin y pruebas de interaccin entre los fluidos y la roca. Uno de los aspectos importantes que se tienen en cuenta a la hora de realizar una estimulacin por fracturamiento hidrulico son los altos costos para analizar la viabilidad econmica del proyecto.En este trabajo se realizar una revisin bibliogrfica acerca de los conceptos bsicos acerca de los tipos de rocas y presiones encontradas en las formaciones. Adems, se presentan generalidades acerca de la teora de fracturamiento hidrulico y el clculo del ndice de productividad.

1 ROCASLas rocas son materiales abundantes en la superficie como en las profundidades de la corteza continental y ocenica. Dichos materiales estn compuestos por minerales, los cuales son compuestos qumicos y en determinados casos elementos nicos[footnoteRef:1]. Estos objetos rocosos presentan su composicin y propiedades fsicas caractersticas. Sin embargo, su naturaleza est fuertemente influenciada por los minerales que la componen as como la textura que finalmente reflejan el tipo de proceso geolgico llevado a cabo para su creacin. Adicionalmente los gelogos proponen una divisin a groso modo de las rocas en tres grupos; rocas gneas, sedimentarias y metamrficas. [1: Tarbuck]

1.1 TIPOS DE ROCAS

1.1.1 ROCAS IGNEASLas rocas gneas son llamadas as ya que gnea viene de ignis que a su vez significa fuego. En este grupo se encuentran las rocas formadas a partir de magma, el cual es roca fundida que por procesos de prdida de calor se solidifica dando lugar a cristales de varios minerales. Este tipo de roca est presente muy por debajo de la superficie terrestre as como en ncleos de montaas. Igualmente debido a procesos tectnicos se pueden observar afloramientos de dicho tipo de rocas en la superficie. Las rocas formadas en la superficie terrestre son llamadas volcnicas y muy por debajo de la superficie se denominan plutnicas. Debido al enfriamiento del magma, este se cristaliza de manera compleja debido a su composicin no uniforme, produciendo la disposicin variada de los minerales y generando una textura en particular. Por consiguiente, las rocas gneas se clasifican por su textura y composicin mineral.

La textura revela informacin acerca del tipo de ambiente en el que se form la roca. Entre los factores que afectan al tamao de los cristales estn; la velocidad a la cual se enfra el magma, la cantidad de slice presente y la cantidad de gases disueltos en el magma. Cuando el magma se enfra rpidamente los iones presentes no tienen el tiempo suficiente para formar una red cristalina de iones, en consecuencia, cuando se habla de rocas gneas principalmente se observa de que no presentan granos as como una red cristalina o tendencia de colores demarcada como se presenta en las rocas metamrficas.

1.1.2 ROCAS METAMORFICASEl significado de metamrfico viene de cambio de forma ya que este tipo de rocas proviene de las rocas gneas (mencionadas anteriormente), rocas sedimentarias e igualmente desde las mismas rocas metamrficas. Los cambios en este tipo de rocas se llevan a cabo habitualmente en donde las temperaturas y presiones presentes son elevadas, lo que se presenta principalmente en la profundidad de la corteza terrestre y manto superior.

Los procesos por medio de los cuales se crean las rocas metamrficas pueden presentarse de manera baja o alta, es decir cambios ligeros o cambios sustanciales respectivamente. Por ello, en ambientes donde el grado de metamorfismo es bajo, se puede inferir el tipo de roca madre a partir del cual se cre la roca metamrfica. Cuando se presenta un alto grado de metamorfismo, resulta complicada la identificacin de la roca madre. Adicionalmente, a presiones altas y dirigidas, la misma ropa puede crear pliegues y deformaciones de la misma, no obstante, cabe resaltar que el estado de la roca en esencia debe ser slido, para que se produzca un reordenamiento y no una fundicin, lo cual, generara una actividad gnea y no metamrfica.

El metamorfismo se puede dar en tres ambientes caractersticos:

1. Metamorfismo trmico: Un cuerpo magmtico instruye la roca, teniendo un contacto que calienta la roca provocando su reordenamiento

2. Metamorfismo hidrotermal: Referente a las alteraciones qumicas cuando a travs de las fracturas de la roca el agua caliente rica en iones fluye.

3. Metamorfismo Regional: Presente cuando las rocas enterradas a gran profundidad estn condicionadas por las presiones dirigidas y altas temperaturas.

El grado de metamorfismo puede ver se reflejado en la textura y composicin mineral, ya que ciertos cristales presentan una cristalizacin en direcciones preferentes, adems, la alineacin mineral resulta en texturas caractersticas como lminas o bandas.

1.1.3 ROCAS SEDIMENTARIAS CLASTICASEste tipo de rocas son generadas a partir de los sedimentos. Este grupo de rocas est compuesto por materiales formados a partir de rocas preexistentes que por procesos de meteorizacin y erosin son fragmentadas fsicamente en diferentes tamaos, enfatizando, en que su composicin no se modifica.

Este tipo de agentes transportadores son: El agua, el viento o el hielo glacial. Los medios de transporte acarrean en ellos los sedimentos hasta su lugar de sedimentacin donde formarn capas relativamente planas que se litificarn por medio de compactacin debido al peso de los materiales en la parte superior o la cementacin producida por el contacto de los sedimentos con agua que contiene sustancias disueltas. Con el tiempo, los sedimentos se unirn y formarn una masa slida.

Entre los sedimentos que son originados y transportados como material slido en forma de granos en un amplio rango de tamao, que al igual sirven para clasificar el tipo de roca de acuerdo a su tamao de grano. Entre este tipo de sedimentos llamados detrticos se encuentran las lutitas y areniscas, comnmente mencionadas en la industria del petrleo.

Las rocas sedimentarias detrticas, son clasificadas de acuerdo a su tamao de grano, arreglo de los mismos, redondez, esfericidad y dems. Estas variables impactarn bien sea de manera positiva o negativa la porosidad, permeabilidad y consolidacin de la roca que es fundamental en rocas almacenadoras de hidrocarburo para revisar la factibilidad de extraccin.

Tabla 1. Clasificacin de las rocas detrticas segn el tamao de grano o clasto:

Intervalos de tamao (mm)Nombre del clastoNombre del sedimentoRoca detrtica

>256BloqueGravaConglomerado o brecha

64 256

4 64Canto

2 4

1/16 2GranoArenaArenisca

1/256 1/16GrnuloLimoLimolita

< 1/256PartculaArcillaLutita

Tomado de Tarbuck

1.1.3.1 LutitasEs una roca de grano fino, compuesta por partculas de un tamao menor de 1/256mm (tamao limo) y entre 1/256 y 1/16mm (tamao arcilla). La sedimentacin de estos granos se da principalmente en ambientes tranquilos como cinagas, llanuras fluviales expuestas a inundaciones y porciones de las cuencas ocenicas profundas[footnoteRef:2]. [2: Tarbuck]

Conforme a la acumulacin de limo y arcilla, estos tienden a formar capas delgadas, dejando un alto espacio vaco (alta porosidad) que se llena de agua, sin embargo no presentan una buena permeabilidad y por lo tanto se consideran como rocas sello.

Actualmente las lutitas presentan un prospecto de extraccin de hidrocarburo no convencional debido a que gracias a su alta porosidad, se encuentran considerables acumulaciones de gas y aceite. Sin embargo, es necesario de un fracturamiento hidrulico para poder generar una permeabilidad que permita su explotacin, ya que estas fracturas harn contacto con mayor parte de la capa productora produciendo una cantidad de hidrocarburos econmicamente rentable.

1.1.3.2 AreniscasEs una roca de grano medio de una tamao entre 1/16 y 2mm (tamao arena), compuesta por cuarzo, feldespato o fragmentos de roca. La sedimentacin de estos granos se da en una gran variedad de ambientes, entre los cuales cabe resaltar las playas y las dunas.

Esta roca presenta espacios intersticiales entre sus granos (porosidad). Adems es una de las principales rocas almacenadoras ya que debido a su porosidad pueden estar llenos de agua y petrleo. En la industria de los hidrocarburos la mayora de yacimientos presentan capas productores de areniscas. El fracturamiento hidrulico es utilizado en este tipo de estratos cuando es necesario aumentar la produccin de hidrocarburos, as como realizar un bypass a la zona daada en la cara del pozo. Tambin es utilizada con el fin de interceptar la mayor cantidad de fracturas, para mejorar la interconexin lo cual se traduce en aumento de la produccin.

1.1.4 ROCAS SEDIMENTARIAS QUIMICASLas rocas sedimentarias qumicas se forman cuando el material disuelto en un agente hdrico transportador se precipita y luego sufre un proceso de compactacin.

Adicionalmente, contrario a la caracterizacin de acuerdo al tipo de grano, este tipo de rocas se clasifican con base en su composicin mineral debido a que los materiales venan previamente disueltos en agua.

Tabla 2. Clasificacin de las rocas sedimentarias qumicas

TexturaComposicinNombre de la roca

Media a gruesa

CalcitaCaliza Cristalina

Microcristalina, fractura coloidalMicrita

Agregados de oolitosCaliza ooltica

Fsiles y fragmentos de fsiles pobremente consolidadosCoquena

Abundantes fsiles en matriz calcreaCaliza fosilfera

Conchas de organismos microscpicos y arcilla blandaCreta

Calcita bandeadaTravertino

Variedades texturales similares a las calizasDolomita

Criptocristalina, densa, fractura coloidalCalcedoniaChert

Fina a grueso, cristalinaYesoRoca de yeso

Fina a grueso, cristalinaHalitaSal de gema

FibrosaMaterial vegetal marrn blando, porosoTurba

DensaRestos de plantas altamente alteradas - carbnCarbn

Tomado de: Cdigo Geolgico de Venezuela. PDVSA Intevep. 1997. Modificado de: KENNETH & HOWARD (1989)

1.1.4.1 CalizasEs una roca sedimentaria qumica, compuesta principalmente por minerales como la calcita (Carbonato de calcio).Su formacin se debi a medios inorgnicos y/o procesos bioqumicos. Este tipo de rocas, independiente de su origen, presenta una composicin mineral similar. No obstante existen diferentes tipos de caliza ya pueden ser producidas bajo diferentes condiciones. La forma de conocer este tipo de rocas es posible gracias a que su dureza es de 3 en la escala de Mohs y es efervescente cuando entra en contacto con cidos. Adicionalmente presenta una porosidad alta lo que la hace una buena roca almacenadora de petrleo. En ciertas partes del mundo, los yacimientos de calizas son naturalmente fracturados, de este modo, un proceso de fracturamiento hidrulico adecuado puede posibilitar la interseccin de fracturas para mejorar la productividad de estos yacimientos.

1.2 PROPIEDADES MECNICAS DE LAS ROCASLas ecuaciones que relacionan el esfuerzo y la deformacin para un determinado material en unas condiciones dadas se denominan ecuaciones constitutivas o modelos reolgicos. La reologa es el estudio de la deformacin y el flujo de la materia y deriva de reodo (rheid), una substancia que puede fluir deformndose por debajo de su temperatura de fusin y que no es exactamente ni un slido ni un lquido, sino algo intermedio entre estos dos estados. Las deformaciones naturales pueden compararse con combinaciones de los elementos mecnicos de los tipos ideales, lo que permite obtener ecuaciones constitutivas aproximadas tambin para ellas.

1.2.1 MODELOS REOLOGICOS IDEALES

1.2.1.1 Comportamiento ElsticoEl comportamiento elstico es aquel en el cual existe una relacin linear, es decir, de proporcionalidad directa, entre el esfuerzo aplicado y la deformacin obtenida y, adems, la respuesta es instantnea. Un cuerpo perfectamente elstico que se deformase una cierta cantidad al serle aplicado un esfuerzo, se deformara exactamente el doble al serle aplicado un esfuerzo doble del anterior. Adems, la deformacin se alcanzara instantneamente en cada caso. Si el esfuerzo dejase de aplicarse, la deformacin desaparecera, recuperando de nuevo el cuerpo su forma original.

Figura 1. Analoga de la ley de Hooke con el comportamiento elstico de las rocas. Tomado de: MARTINEZ CATALN, J. R. Geologa Estructural y Dinmica Global. Universidad de Salamanca 2002/2003.

1.2.1.1.1 Principales constantes elsticas

El comportamiento lineal elstico de los slidos, permite determinar valores caractersticos o constantes elsticas, para cada material, agrupando entre ellos a los llamados mdulos de elasticidad. Dichos mdulos pueden ser calculados directamente a partir de pruebas de laboratorio.Para efectos de fracturamiento hidrulico, la literatura menciona que las constantes de mayor importancia e influencia son el mdulo de Young y la relacin de Poisson, quienes se encuentran condicionando la geometra de dichas fracturas.

1.2.1.1.1.1 Mdulo de YoungEs la propiedad mecnica ms importante para el diseo de una fractura hidrulica y se define como la cantidad de esfuerzo que es requerido para deformar la roca cierta cantidad, por lo cual, es un indicacin de la rigidez y dureza de esta.Corresponde una propiedad constante para un material elstico-lineal. En la mayora de los casos su valor es muy alto, del orden de 109 Pascales. El mdulo de Young para Acero es 200 GPa, para el cobre 110 GPa, aluminio 70 GPa y para rocas vara entre 1 y 100 GPa.

1.2.1.1.1.2 Relacin de PoissonSiempre que un cuerpo es sometido a la accin de una fuerza, ste se deformar en la direccin de dicha fuerza. Sin embargo, cuando se da esta deformacin en la direccin de la fuerza, tambin se producirn deformaciones laterales. As, la relacin de Poisson un parmetro adimensional que relaciona la deformacin lateral con la deformacin longitudinal.

Las deformaciones naturales que se producen tienen una relacin constante con las deformaciones axiales. Si est relacin es 0 quiere decir que no existe una expansin en el material, mientras un valor mximo de la relacin ser aproximadamente 0,5 (expansin completa).1.2.1.1.1.3 Mdulo de RigidezEs conocido tambin como mdulo de cizalla o de corte. Representa la relacin entre el esfuerzo de corte y la deformacin de corte.

1.2.1.1.1.4 Modulo VolumtricoTambin conocido como mdulo de incompresibilidad. Mide la resistencia a la compresin uniforme. Se define como la relacin entre el esfuerzo hidrosttico (presin hidrosttica) y la deformacin volumtrica.

1.2.1.1.1.5 Constante de LamCaracteriza el comportamiento elstico de un material. Es la expresin que relaciona el Mdulo de Young y la Relacin de Poisson. Debe ser obtenida experimentalmente.

Para materiales perfectamente compresibles (v=0), vale 0; mientras que en materiales incompresibles (v=0,5) la constante de Lam tiende a infinito.

1.2.1.2 Comportamiento plsticoSe denomina comportamiento plstico perfecto al de los materiales que no se deforman en absoluto hasta que el esfuerzo aplicado alcanza un cierto valor. Una vez alcanzado ese valor, el cuerpo se deforma de manera continua hasta que el esfuerzo sea retirado o disminuya, sin embargo la deformacin alcanzada permanece.El elemento mecnico que simula un comportamiento plstico es un peso apoyado sobre una superficie. Si se le aplica una fuerza pequea, el rozamiento de su cara inferior con la superficie crea una fuerza igual y de sentido contrario que se opone al movimiento y que es consecuencia de la fuerza de rozamiento. Una vez que la fuerza aplicada igual a la fuerza de rozamiento, el cuerpo empieza a moverse.

Figura 2. Analoga del comportamiento plstico con el movimiento bajo friccin de un bloque. Tomado de: MARTINEZ CATALN, J. R. Geologa Estructural y Dinmica Global. Universidad de Salamanca 2002/2003.

1.2.1.3 Comportamiento viscosoEl comportamiento viscoso se caracteriza por una relacin de proporcionalidad directa entre el esfuerzo aplicado y la velocidad de deformacin obtenida. En este caso, la deformacin es permanente, es decir, no desaparece si se elimina el esfuerzo La viscosidad, un trmino que expresa la dificultad que un lquido opone a fluir. En determinadas condiciones, las rocas slidas se comportan de forma similar a los lquidos de viscosidad muy grande. Eso quiere decir que pueden deformarse con velocidades proporcionales a los esfuerzos aplicados. La viscosidad de las lavas baslticas es de unos 103 poises y la de las lavas riolticas cidas), de 109 poises. La sal tiene una viscosidad de 1017 poises y la viscosidad de las rocas cristalinas oscila entre 1019 y 1024 poises en la mayor parte de los casos. A diferencia del comportamiento elstico, el comportamiento viscoso permite acumular grandes cantidades de deformacin.El elemento mecnico que muestra un comportamiento viscoso es un pistn que se mueve dentro de un cilindro lleno de un lquido incompresible y de viscosidad linear, de forma que existe una pequea holgura entre ambos y el lquido puede pasar de un lado a otro del pistn.

Figura 3. Analoga del comportamiento viscoso con la compresin de un fluido. Tomado de: MARTINEZ CATALN, J. R. Geologa Estructural y Dinmica Global. Universidad de Salamanca 2002/2003.

1.2.2 MODELOS REOLOGICOS COMBINADOSAlgunos comportamientos que simulan con realismo los de las rocas pueden obtenerse combinando varios de los comportamientos descritos hasta ahora. Comportamiento Elstico-viscoso: Un comportamiento de este tipo implica que el material admite una cierta cantidad de deformacin elstica, que desaparecer al quitar el esfuerzo, y una deformacin de tipo viscoso que ser permanente. Los materiales elstico-viscosos son esencialmente lquidos y para un esfuerzo dado la deformacin puede alcanzar cualquier valor, dependiendo del tiempo de aplicacin. Comportamiento Firmo-Viscoso: Este comportamiento implica que para un esfuerzo dado, la deformacin no puede superar cierto valor, y que este valor tarda un tiempo en alcanzarse. Este tiempo se denomina tiempo de retardo. Los materiales firmo-viscosos son esencialmente slidos elsticos en los que la deformacin no se produce instantneamente al aplicar el esfuerzo ni se recupera instantneamente al suprimirlo. Este tipo especial de comportamiento elstico se denomina inelasticidad y es comn en muchos de los slidos reales.2 PRESIONES DE FORMACION

2.1 ESFUERZO EFECTIVOEl esfuerzo efectivo es considerado como la carga que efectivamente soporta el cuerpo rocoso sin tener en cuenta las cargas que son sostenidas por los fluidos all almacenados. Por lo anterior, dicho esfuerzo efectivo est dado por:

Donde, Esfuerzo efectivo (psi) Esfuerzo total aplicado a la roca (psi) Presin de poro (psi) 2.2 PRESION DE POROLa presin de poro se define como la fuerza que ejercen los fluidos que se encuentran confinados en el espacio poroso de la roca. Si el incremento en la presin de sobrecarga por la depositacin de sedimentos no excede la tasa a la cual el fluido puede escapar del poro, siempre existir una conexin de los fluidos desde superficie hasta la profundidad de inters.Presin normal de poro: es la presin hidrosttica de una columna de fluido de la formacin que se extiende desde la superficie hasta la formacin en el subsuelo. La magnitud de la Presin normal vara segn la concentracin de sales disueltas en el fluido de formacin, tipo de fluido, gas presente y gradiente de temperatura.Presin anormal de poro: cualquier presin del poro que sea mayor que la presin hidrosttica normal del agua de la formacin (de salinidad normal promedio) que ocupa el espacio poroso. Las causas de la presin anormal se atribuyen a la combinacin de varios eventos geolgicos, geoqumicos, geotrmicos y mecnicos.Presin subnormal de poro: se define como cualquier presin de poros que sea menor a la correspondiente presin hidrosttica normal a una profundidad dada. Ocurre con menor frecuencia que las presiones anormales. Pudiera tener causas naturales relacionadas con el historial estratigrfico, tectnico o geoqumico del rea.

Figura 4. Grfica de Profundidad vs Presin. Tomado de: http://www.nejasayoil.com/2010/11/los-conceptos-de-presiones-normales.html2.3 GRADIENTE DE FRACTURA DE LA FORMACIONEl gradiente de fractura puede ser definido como la presin por pie de profundidad necesaria para que la formacin empiece a fallar por tensin. Para esto, el fluido de fracturamiento tiene que vencer el esfuerzo mnimo horizontal tangencial presente en la cara del pozo ms la resistencia a la tensin. El gradiente de fractura est influenciado por factores como prdidas de presin por friccin, tortuosidad en las formaciones, caoneos, la trayectoria del pozo e intercalaciones de shale y arena. 2.3.1 MTODO DE EATONEs el mtodo ms utilizado para el clculo de los gradientes de fractura de las formaciones

Dnde:Gradiente de fractura, psi/pie.Presin de Sobrecarga, psi.Profundidad del pozo, pies.Presin de poro, psi.Relacin de Poisson, adimencional.

2.4 PRESION DE CIERRELa presin de cierre de fractura es sinnimo de esfuerzo In-Situ mnimo y se le puede definir como la presin mnima que debe existir en el cuerpo de la fractura para mantenerla abierta, por esto, cuando la presin all es mayor que la presin de cierre, la fractura permanece abierta. Cuando la presin es menor que la presin de cierre de la fractura, se considera que sta se ha cerrado.

1. 2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 PRESIONES ANORMALES

2.7.1 INTRODUCCINEl estudio de las presiones anormales (o zonas de sobrepresin) inici en 1970 en reas costa afuera. Se desarrollaron algunos mtodos convencionales basados en el desarrollo emprico de relaciones entre la porosidad y el esfuerzo vertical efectivo, las cual han sido aplicadas con un margen de incertidumbre aceptable en capas de areniscas. Sin embargo, estos mtodos solo aplican cuando la principal causa de la sobrepresin es el mecanismo de desequilibrio por compactacin. Debido a la necesidad de explorar y explotar hidrocarburos en zonas tectnicamente activas o complejas geolgicamente, y la identificacin de muchos otros mecanismos que generan sobrepresin, es necesario establecer diversos mtodos para cuantificar de forma exacta las zonas con presiones anormales.Durante el diseo de un programa de fracturamiento, es importante revisar y analizar la existencia de las zonas de presiones anormales con sus respectivos gradientes de presin para conocer la forma en la que va reaccionar el pozo y como se van a distribuir sus esfuerzos in-situ (vertical, horizontal mximo y mnimo) al aplicar un gradiente de fractura especifico.

2.7.2 CAUSAS DE LAS PRESIONES ANORMALES

Figura 5. Ejemplo de los gradientes de presiones normales, subnormales y anormales.Se denomina presin anormalmente alta, sobrepresin o presin anormal, si la presin excede la presin hidrosttica. Por el contrario, si la presin es menor a la presin hidrosttica, se denomina presin anormalmente baja o subnormal.Como referencia se tiene que el gradiente hidrosttico normal es 0.433 psi/ft para el agua dulce y 0.465 psi/ft para el agua salada. Los principales mecanismos que causan sobrepresin en algunas zonas del subsuelo, segn su importancia son: esfuerzos mecnicos, esfuerzos trmicos, transferencias dinmicas y esfuerzos qumicos y otros mecanismos relacionados con la depositacin, procesos diagenticos y la tectnica de placas.2.7.2.1 Esfuerzos mecnicosEl esfuerzo de overburden o esfuerzo vertical contribuye al desarrollo zonas de sobrepresin donde existen bajas permeabilidades, impidiendo el drenaje de los fluidos dentro del espacio poroso, creando sobrepresin en estos intervalos. El fenmeno de desequilibrio por compactacin ha sido considerado por muchos autores como la principal causa de sobrepresin en cuencas sedimentarias.

2.7.2.2 Esfuerzos trmicosLa expansin trmica del agua y otros fluidos del espacio poroso fue propuesta por Barker (1972) como uno de los principales mecanismos de generacin de zonas de sobrepresin. Sin embargo, Luo y Vasseur (1992) demostraron en un estudio experimental que este tipo de esfuerzo aporta menos del 5% a la sobrepresin total de una zona determinada. La transformacin de kergeno a petrleo, o cracking primario ocurre a temperaturas entre 100 120 C origina un mecanismo de sobrepresin. El cracking secundario, consiste en la transformacin de gas a partir del petrleo, lo cual ocurre a una temperatura de 175-180C, lo cual contribuye a un ascenso en la presin de la zona.El fenmeno de generacin de petrleo y gas junto con el desequilibrio por compactacin, causa el rgimen de sobre presin que se conoce como HPHT (High Pressures and High Temperatures).Sin embargo, los efectos trmicos dependen del tiempo, y todava se han desarrollado tcnicas para cuantificar exactamente la presin que genera en las rocas este tipo de esfuerzos.

2.7.2.3 Transferencias DinmicasLas sobrepresiones, a menudo se generan por debajo de los 3000 m, y la migracin secundaria de hidrocarburos juega un papel importante, y generalmente se conocen como transferencias dinmicas de los fluidos. Tales procesos dinmicos pueden ser descritos con el flujo lateral de Darcy. El gradiente de presin alcanza su mximo en el tope de la columna de hidrocarburos, en el punto ms alto de la trampa estructural, y decrece en con la profundidad.Las transferencias dinmicas se originan debido al movimiento vertical de los fluidos. Fracturando hidrulicamente, y abriendo zonas de fallas como caminos preferencias para la migracin de hidrocarburos. Este tipo de mecanismos se tiene en cuenta cuando hay grandes volmenes de hidrocarburos que tienden a acumularse en intervalos de pocos pies de espesor, en un coroto periodo geolgico de tiempo. Las presiones anormales ejercidas por los fluidos se localizan por medio de las fallas de no flujo y fracturas inducidas a la roca almacn. Y por defecto, se observan valores de presin mayores a la hidrosttica.Los fluidos se transfieren lateral y verticalmente a los yacimientos. El gradiente de presin aumenta debido a la respuesta a la sobrecarga de fluidos. Este valor adicional de presin depender del volumen de fluidos, la velocidad de flujo, la extensin del yacimiento o la eficiencia de drenaje, y la compresibilidad de la roca y los fluidos.

2.7.2.4 Esfuerzos QumicosExisten varios cambios composicionales en las rocas que generan sobrepresin. Por ejemplo, durante la transformacin de la arcilla o esmectita-ilita se originan zonas de sobrepresin debido al incremento volumtrico del agua libre en la matriz de baja permeabilidad. Eso causa un mecanismo descrito por Harrison y Summa (1990), y Swarbrick y Osborne (1996). Ellos concluyen que menos del 5% del total de la presin anormal se debe a este tipo de mecanismo. Los mecanismos de Presin Solucin y ms generalmente, la interaccin entre la roca y los fluidos pueden reducir las caractersticas petrofsicas, y por lo tanto, causar un aumento relativo de la presin debido a la reduccin del espacio poroso. Sin embargo, el efecto debido a los esfuerzos qumicos en el desarrollo de la sobrepresin es muy complejo y por lo tanto se conoce muy poco de l.

2.7.3 EFECTOS RELACIONADOS CON LA DEPOSITACINOtros de los principales mecanismo que generan sobrepresin en un sistema, son todos los efectos involucrados en la depositacin de los sedimentos y los procesos que dan origen a las rocas.

2.7.3.1 Sub-compactacinProceso mediante el cual se desarrolla una presin de poros anormal debido a la interrupcin del balance entre la velocidad de sedimentacin de las arcillas y la velocidad de expulsin de los fluidos desde los poros al compactarse las mismas por el cubrimiento con capas superiores.Si los fluidos no pueden escapar debido a la disminucin de la permeabilidad de los poros, el resultado ser una presin anormal alta dentro del espacio poroso.

2.7.3.2 Depositacin de EvaporitasLa presencia de depsitos de evaporitas puede causar alta presin anormal cercana al gradiente de sobrecarga.Por ejemplo, la Halita es totalmente impermeable a los fluidos y se comporta plsticamente ejerciendo una presin igual al gradiente de sobrecarga en todas las direcciones.

2.7.4 PROCESOS DIAGENTICOSLa diagnesis se define como la alteracin de sedimentos y sus minerales durante la compactacin posterior a la depositacin. Por ejemplo, la diagnesis de la arcilla; que con los aumentos de presin y temperatura, los sedimentos sufren un proceso de cambios fsicos y qumicos. Los cambios diagenticos se dan en las lutitas y pueden generar presiones anormales dentro de ellas.2.7.5 EFECTOS RELACIONADOS CON LA TECTNICALa actividad tectnica puede resultar en el desarrollo de presin de poros anormales, consecuencia de mecanismos como los que se mencionan a continuacin:2.7.5.1 PlegamientosEl plegamiento de los mantos de roca se produce por la compresin tectnica de una cuenca geolgica lo cual resulta en el desarrollo de altas presiones de poro (presiones anormales).2.7.5.2 FallasEl desarrollo de fallas puede llevar a una presin anormal por cualquiera de las siguientes causas: Comnmente hay un aumento en la velocidad y volumen de la sedimentacin a travs de una falla, en un bloque hundido. Se puede originar un sello contra la formacin permeable que evita la expulsin de los fluidos. Una falla no sellante puede trasmitir fluidos de la formacin ms profunda a la ms somera, lo cual resulta en presiones anormales en la zona somera.

Figura 6. Mecanismo de sobrepresin a partir de las fallas estructurales.2.7.5.3 Diapirismo de SalSe define como la penetracin de una formacin por otra formacin plstica, mvil, menos densa. La formacin se curva hacia arriba formando un domo de sal creando sobrepresiones en las zonas adyacentes al domo salino, como se observa en la siguiente figura.

Figura 7. Intrusin de un domo salino en un yacimiento de petrleo.

2.7.6 METODOLOGAS PARA DETERMINAR PRESIONES ANORMALES

2.7.6.1 Datos SsmicosEsta tcnica se realiza antes del comienzo de las operaciones de perforacin y se basa en la compactacin normal de la formacin con la profundidad del hueco. A mayor compactacin de las formaciones, mayor ser la velocidad del sonido. Los incrementos en la velocidad del sonido se convierten despus en presiones anormales.Despus de perforar el pozo, se corre un registro de confirmacin de las presiones anormales, como el Perfil Ssmico Vertical (VSP).

2.7.6.2 Velocidad de Perforacin (ROP)Es una herramienta muy til en la deteccin de cambios en la presin de poro. La ROP est afectada por: Cambios en la litologa Limpieza del fondo de pozo Presin diferencial entre la columna de lodo y la presin de poro Peso sobre la barrena Velocidad de rotacin Propiedades de los fluidos Tipo de barrena

2.7.6.3 Lutitas DeleznablesPuede ser el resultado de las siguientes condiciones del agujero: La presin de la formacin es mayor que la presin hidrosttica. Hidratacin o hinchamiento de las lutitas. Erosin causada por la circulacin del fluido, presin de surgencia o movimientos de la tubera.Algunas veces es la combinacin de una o ms de estas condiciones. Este fenmeno se debe observar cuidadosamente cuando se aumente la ROP y se note desprendimiento de lutitas, que probablemente se observar en los recortes de los equipos de control de slidos.2.7.6.4 Densidad de las LutitasLa tendencia normal de la densidad de las lutitas compactadas es aumentar con la profundidad, si se invierte esta tendencia, se supone que aumenta la presin de poro. Figura 8. Valores normales de presin de las lutitas segn la profundidad.

2.7.6.5 Presencia de Gas en el LodoEl gas puede entrar en el lodo como resultado de lo siguiente: Gas de conexin: relacionada con el suaveo en las conexiones. Gas de viaje: relacionado con el suaveo durante los viajes redondos de la sarta de perforacin. Gas de la Formacin: gas en las lutitas o en la arena liberada de los recortes mientras se est perforando. Brote o flujo imprevisto del pozo (influjos)Las mediciones de las propiedades del lodo en la entrada y salida del hueco pueden ser la primera advertencia de cambios en el contenido de gas o de cloruro. Se puede evidenciar una reduccin en la densidad del lodo debido al aumento de gas. 2.7.6.6 Indicacin de Contenido de Cloruro El contenido de cloruro causar floculacin del fluido de perforacin, que se traducir en un aumento de la viscosidad plstica y el punto cedente. Por lo tanto, debe prestarse atencin si suceden tales problemas mientras se est perforando.2.7.6.7 Indicacin de TemperaturaLa medicin continua de la temperatura en la lnea de retorno pueden advertir sobre la entrada en una zona presurizada. Al compactarse la formacin, aumenta la conductividad trmica. La temperatura en la lnea aumentar, lo cual indica que se ha entrado en una zona sobre presurizada. Esto no aplica para operaciones off-shore.Otros factores que podran causar un aumento en la temperatura son: Aumento en la velocidad de circulacin (gasto o caudal). Cambios en el contenido de slidos en el lodo. Aumento en la torsin de la broca.

2.7.7 Registros con CableCon diversas herramientas operadas con wireline se puede medir la presin de las zonas de inters. Un ejemplo, es el multiprobador de formaciones que permite registrar la presin a diferentes profundidades realizando una prueba de flujo del pozo, y por medio del anlisis del descenso y ascenso de presin, se obtiene la presin del intervalo de estudio. Este tipo de herramientas permite identificar zonas de presiones anormales, estudiando el comportamiento de los diferentes gradientes, identificando cambios zonas especficas. En la siguiente figura se puede evidenciar un registro tpico del multiprobador de formaciones, en el cual se evidencia una tendencia en el aumento de presin, cuando existen cambios bruscos se identifican zonas con presiones anormalmente altas.

Figura 9. Registro tpico del multiprobador de formaciones.

3 FRACTURAMIENTO HIDRULICO

3.1 CUNDO SE DEBE FRACTURAR?El fracturamiento hidrulico es una operacin que puede ser muy beneficiosa pero altamente costosa, debemos estar completamente seguro a la hora de realizar este procedimiento. Fracturar mientras el pozo produce suficiente aceite o gas es antieconmico, pues por la incertidumbre podramos hasta perder el mismo pozo, lo recomendable es que hasta tanto el pozo no decline su produccin por debajo de valores aceptables se piense en un programa de fracturamiento hidrulico; la fractura nos ayudara a recuperar ingresos despus de que un pozo ha declinado su produccin, fracturar en el momento que comienza el declive , generalmente resulta en una mayor produccin de hidrocarburo antes de llegar a su lmite econmico.

3.1.1 POZOS MARGINALESLos pozos marginales son atractivo a la hora de aplicar un tratamiento de fracturamiento hidrulico pues de otra manera no seran rentables por si solos, generalmente, los pozos, marginales con formaciones de baja permeabilidad, responden mejor a los tratamientos de fracturas, comnmente se encuentra cierta presin en la formacin y aunque los niveles ms permeables puedan estar agotados, las fracturas pueden incrementar la produccin apreciable, abriendo las secciones anteriormente cerradas.Bajo ciertas condiciones, el fracturamiento de pozos marginales puede llegar a ser provechoso. Las estadsticas sealan que responden a la estimulacin en un 50% a un 75% de las veces. Si el pozo est produciendo cantidades considerables de agua, deben examinarse cuidadosamente los costos de fractura ,pues mientras la fractura puede incrementar la produccin de petrleo, el agua extra producida va a alargar el tiempo de recuperacin econmica pues puede aumentarse el corte de aguay no el de aceite o gas.

3.1.2 ZONAS DE POCO ESPESOREl clculo del espesor de la zona es solamente una manera de expresar el hidrocarburo recuperable se considera que un espesor de 5 pies es el mnimo rentable al considerar zonas delgada, debe recordarse que el rgimen de produccin no depende del espesor de la zona nicamente sino de la recuperacin final y de los gastos del tratamiento. El fracturamiento de zona delgadas, sin embargo, puede ser extremadamente beneficioso cuando el espesor de la formacin no es uniforme es decir donde las secciones productoras de petrleo se ensanchan o donde no estn bien definidas.

3.1.3 DISTRIBUCIN DE LOS POZOSLa separacin entre pozos influye en la cantidad de petrleo que se puede producido por un solo pozo, en campos donde los pozos estn muy cerca unos de otros, el tratamiento aumenta los costos y disminuye el rendimiento de recuperacin. Las fracturas pueden ser especialmente productivas en pozos viejos que fueron perforados siguiendo lneas lmites o de otra forma siguiendo trazos irregulares en tales yacimientos el factor de drenaje no es uniforme y las fracturas pueden ayudar a producir las reas no drenadas.

3.2 APLICACIONES DE FRACTURAMIENTO HIDRULICOEl fracturamiento hidrulico ha sido empleado para realizar dos tareas principales: incrementar la productividad y aumentar la inyectividad.Esta tcnica se utiliza bsicamente para lograr el incremento de la conductividad del petrleo o gas y para reduciro eliminar el efecto de dao en los pozos. Tambin se utiliza para controlar la produccin de arena en formaciones poco consolidadas y para atenuar la velocidad de deposicin de materiales que daan la formacin (asfltenos, parafinas y arcillas migratorias).

3.2.1 AUMENTO EN LA PRODUCCINEl aumento en la productividad de un pozo generalmente se da como consecuencia de la creacin de una fractura, la cual se convierte en un canal de flujo a travs de la zona de permeabilidad alterada o zona skin; entre ms profunda sea la fractura mayor es el aumento de la produccin, ya que se conoce que la eficiencia de drenaje disminuye naturalmente con la distancia, es obvio que al extender los canales de flujo de la formacin se permite que ms hidrocarburo alcance la cara de pozo; un incremento de la capacidad de flujo de la fractura genera un incremento del potencial de produccin como efecto, el dao alrededor del pozo cerca de la zona fracturada tiene un menor efecto en la productividad pero un dao en la cara de la fractura tiene mayor efecto en la produccin.Si un yacimiento posee gas o petrleo para producir y la suficiente presin de yacimiento para fluir hacia la fracturas, la estimulacin, generalmente incrementa la produccin y se obtiene un rpido retorno de la inversin pues las reservas son recuperadas en un breve periodo de tiempo. Los pozos nuevos que son fracturados , a menudo responden en primera instancia con una productividad de varios ciento de veces la prueba inicial, en algunos caso este incremento de productividad puede mantenerse.A medida que las nuevas tcnicas de tratamiento producen fracturas ms extensas y con mayor conductividad, se obtienen, mayores incrementos de produccin.Si el yacimiento esta depletado o agotado un tratamiento de fracturamiento hidrulico solo podra incrementar temporalmente la produccin pero esta declinara muy rpidamente.

3.2.2 CORRECCIN DEL DAO A LA FORMACIN

El dao a la formacin consiste en la reduccin de la permeabilidad en los alrededores de la cara del pozo y se interpreta como una cada de presin adicional y es proporcional a la tasa de produccin.Con el fracturamiento hidrulico se podr llegar a encontrar valores de dao entre (-3 a -8) el signo negativo significa estimulacin.Tabla 3. Valores tpicos del dao S con tratamientos de fracturamiento hidrulico

3.2.3 DESARROLLO COMERCIAL DE YACIMIENTOS CON BAJA PERMEABILIDADEn campos donde la permeabilidad de la formacin es muy baja se utiliza la tcnica de fracturamiento hidrulico masivo, esto implica el uso de 50000 a 500000 galones de fluido fracturante y de 100000 a un millo de libras de material de soporte, el propsito de fracturamiento hidrulico masivo es exponer una gran rea superficial de la formacin para permitir el flujo hacia el pozo.3.2.4 INYECCIN DE FLUIDOS LA FORMACINEn yacimientos donde no hay empuje de gas o de agua se requiere la implementacin de pozos inyectores para tratar de mantener la presin del yacimiento y as sostener la produccin en condiciones econmicamente viables. En estos tipos de yacimiento las facturas pueden incrementar los valores de inyectividad aumentando la capacidad de cada pozo inyector.3.2.5 RECUPERACIN SECUNDARIALa recuperacin secundaria fue el objetivo primordial del fracturamiento hidrulico hasta hace varios aos en los campos donde la produccin decaa se realizaban trabajos de fracturamiento en sus pozos aumentando la permeabilidad cerca de la cara del pozo y de esta forma mejoraban la productividad, este incremento ha sido estimado entre 5 y 15% del total de la recuperacin primaria la fractura incrementa la recuperacin final ya que ensancha los canales de flujo y aumenta la eficiencia de drenaje.3.3 DISEO DEL FRACTURAMIENTO HIDRULICOA la hora de disear debemos tener en cuenta varios factores como la litologa y mineraloga de la formacin, la geometra de la fractura y hasta la misma configuracin del pozo.Procedimiento bsicoA. Seleccin del sistema de fluido aplicable a la formacin. B. Seleccin del apuntalante (parmetros como resistencia y conductividad).C. Determinacin del volumen a bombear y la programacin de inyeccin apuntlate.D. Determinacin del mximo gasto de bombeo permitido basndose en los lmites de presin (presiones mximas de tuberas y cabezal).E. Seleccin de un modelo apropiado de la propagacin de la fractura y conductividad para las caractersticas de la formacin. F. Determinacin de la entrada de datos requeridos para el modelo geomtrico seleccionado.G. Determinacin de la penetracin y conductividad de la fractura para una seleccin del tratamiento y concentracin del apuntalante por medio de un simulador. H. Determinacin del gasto de produccin y recuperacin acumulada en un determinado periodo seleccionado para una penetracin de apuntalante y su correspondiente conductividad. I. Clculo del valor presente de los ingresos netos de la produccin basada en el programa de fracturamiento.J. Realizar los clculos del costo total del tratamiento, incluyendo los costos asociados con los fluidos (agua fresca), material apuntalante, y maquinaria de bombeo.K. Clculo del valor presente neto para la fractura, para determinacin la viabilidad del proyecto.L. Con ayuda del simulador, repetir el proceso hasta obtener los mejores parmetros para la fractura al mejor precio. M. Construccin de curvas econmica mostrando el valor presente neto, la inversin inicial, el tiempo de retorno de esta inversin y los ingresos generados por el tratamiento.

3.3.1 TIPOS DE DATOS REQUERIDOS PARA DISEAR UN FRACTURAMIENTO HIDRULICO

Datos de la completacion y estado mecnico del pozo Propiedades de las diferentes capas de la formacin Datos del fluido de fractura y sus aditivos Datos del agente de soporte Datos de produccin del pozo Datos econmicos Dato de los registros elctricos Profundidad Esfuerzos in situ Mdulos de elasticidad Compresibilidad de la formacin Altura de la fractura creada

3.3.2 FACTORES QUE AFECTAN EL FRACTURAMIENTO HIDRULICO

Datos geomecnicos: mdulo de elasticidad, relacin de Poisson, contraste de esfuerzos entre capas Permeabilidad de las diferentes capas Gradiente de fractura Propiedades de los fluidos de fractura Perdidas por friccin en la tubera y perforaciones Tortuosidad cerca del pozo Completacion mecnica Viscosidad del fluido de fractura Densidad del fluido de filtrado Aditivos de perdida de filtrado Volumen del tratamiento Tasa de inyeccin Concentracin de agente de soporte Presin de inyeccin mxima

3.3.3 DISEO DE UNA FRACTURACada punto de una formacin se encuentra bajo los efectos de los esfuerzos causados por sobrecargas y por fuerzas tectnicas.El sistema de esfuerzo que actan en un punto puede remplazarse por tres esfuerzos principales para iniciar una fractura, el mximo esfuerzo de tensin inducido en la roca del pozo debe exceder la resistencia de la formacin a la tensin por lo tanto la fractura se iniciara perpendicularmente al menor esfuerzo in situ.3.3.4 INICIACIN DE LA FRACTURALa iniciacin de fracturas es un sinnimo de la ruptura de las rocas adyacentes a las paredes del pozo esta ruptura ocurre solamente si los esfuerzos creados exceden la resistencia de la deformacin durante los tratamientos de fracturamiento la iniciacin de la fractura se identifica por la cada instantnea de presin de fondo de inyeccin, acompaada de un aumento de la tasa de inyeccin. Los esfuerzos creados alrededor del hueco antes que la fractura se inicie dependen de los siguientes factores: Los esfuerzos principales in situ y su relativa orientacin con respecto al hueco La presin del fluido dentro del hueco La cantidad del fluido dentro del hueco La cantidad del fluido que se fuga hacia las paredes del hueco La existencia del casing, cemento y perforaciones Propiedades mecnicas de la formacin La presin de formacinPara condiciones de hueco abierto el rompimiento de las paredes del mismo ocurre como resultado de la falla a la tensin de las paredes, lo que ocurre posteriormente se debe a esfuerzos axiales o tangenciales que actan obre la pared del pozo que exceden la resistencia a la tensin de la formacin. Cuando los esfuerzos tangenciales exceden la resistencia de la tensin, el resultado es un fracturamiento vertical en la pared del pozo.El tipo de fractura hidrulica creada inmediatamente despus del rompimiento depende solo de la orientacin del mnimo esfuerzo in situ.Las fracturas horizontales raramente ocurren en la prctica, excepto a profundidades someras. La presin a la cual se generan las fracturas hidrulicas generalmente se incrementan con la profundidad debido a que los esfuerzos principales in situ aumentan con la misma.La mayora de los fracturamientos comerciales se realizan en huecos revestidos en este caso la presin de rompimiento ser funcin adems de los factores anotados anteriormente del nmero y arreglo de la perforaciones.Generalmente se consideran dos arreglos de las perforaciones: Todas las perforaciones estn en una o dos lneas diametralmente opuesta alrededor del hueco. Todas las perforaciones estn alrededor del hueco en un arreglo helicoidal.

3.3.5 ORIENTACIN DE LAS FRACTURASUno de los planteamientos que surgen para explicar la orientacin de las fracturas es aquel que supone que en la regiones donde se encuentran las fracturas naturales, el esfuerzo ms grande es el vertical e igual a la presin efectiva de sobre carga por el contrario cuando existe falla geolgicas transversales, el mayor esfuerzo es el horizontal con lo anterior podemos concluir que la fractura ser horizontal cuando el esfuerzo vertical sea menor que el horizontal o la fractura puede ser vertical cuando crece perpendicular al esfuerzo mnimo horizontal.

3.3.6 TIPOS DE FRACTURASLos trminos generalmente conocidos son horizontales y verticales para determinar y describir el tipo de fractura hidrulica sin embargo estos trminos son inadecuados por son referidos a superficie en lugar de referirnos al pozo donde se efecta el tratamiento observando la direccin del pozo , llamaramos fractura axial a la que se propaga en la direccin del pozo, fractura normal, a la que se propaga perpendicularmente a la direccin del pozo y fractura inclinada si no se cumple las reglas anteriores.

Fracturas axiales

Figura 10. Fractura axial.La fractura axial es aquella donde el pozo yace en el plano de fractura. En un medio isotrpico las fracturas axiales son generadas solamente cuando uno de los tres esfuerzos principales es paralelo al pozo.Si la axial se inicia en un hueco abierto eta se extendera has la regin presurizada por el fluido de tratamiento. En huecos con revestimiento es posible crear varias fracturas axiales al mismo tiempo pero separada por una barrera al continuar actuando la causa del fracturamiento, estas fracturas axiales se anotan en un solo plano de fractura. Otro punto importante es el hecho de que la fractura puede detenerse en o extenderse a las formaciones adyacentes lo cual indica que la fractura se extender a diferentes velocidades. Fracturas normales

Figura 11. Fractura normal.Si el menor esfuerzo principal in situ es paralelo al eje del pozo, entonces la fractura creada es normal la iniciacin de la fractura normal es ms complicada que la axial. En hueco abierto la fractura iniciada en la pared del hueco es axial. Una vez la fractura se extiende y aleja de la influencia del pozo el plano de fractura cambia y continua normal. Las fracturas normales se pueden considerar como radiales.En el caso de fracturas a travs de perforaciones la situacin cambia ligeramente; la posibilidad de iniciacin de fracturas axiales es menor que en un hueco abierto, se pueden causar fracturas normales ya sea por reorientacin de las fracturas axiales o por la iniciacin de varia fracturas normales en las perforaciones; la segunda posibilidad ocurre solamente cuando la presin de tratamiento en el fondo del pozo es menor que la presin de rotura.

Fracturas inclinadas

Figura 12. Fractura inclinada.Son creadas cuando ninguno de los tres esfuerzos principales in situ es paralelo al eje del hueco, aunque la fractura sea perpendicular al menor esfuerzo principal respecto al pozo, la fractura aparecer inclinada. Con frecuencia tales fracturas aparecen respecto al pozo como axiales, lo cual es difcil distinguirle de las que son las verdadera fractura axiales. En hueco abierto las fracturas se inicia y se reorienta perpendicularmente al menor esfuerzo principal. En hueco revestido la probabilidad de iniciacin y extensin de la fractura inclinada es mayor que en huecos abiertos.En ambos caos es posible crear varias fracturas paralelas inclinadas, una manera de eliminar la posibilidad de fracturas mltiples es la reduccin de fuente a travs de las cuales la fractura se inicia; en hueco abierto implicara reducir la longitud de la regin presurizada, en huecos con perforaciones se lograra por la reduccin de la longitud del hueco presurizado o perforado solamente en una pequea longitud.

3.3.7 GEOMETRA DE LAS FRACTURASLa geometra de la fractura durante el tratamiento queda definida por su altura su longitud y su amplitud. Para predecir la geometra de una fractura estas dimensiones se relacionan con las propiedades de la formacin y el fluido fracturante.La geometra y las dimensiones de la fractura creadas en condiciones dinmicas, es uno de los problemas ms complejos que se presentan durante la realizacin de un fracturamiento hidrulico.Existen diversos factores que intervienen en la geometra de la fractura entre las cuales se encuentran: Propiedades mecnicas de la formacin Caudal de inyeccin Perdidas de fluido Propiedades de fluido de tratamiento Volumen del fluido inyectadoPara entender la geometra y las dimensiones que posee una fractura durante el proceso, se necesita la elaboracin de modelos matemticos con numerosas simplificaciones y suposiciones en el caso de un trabajo de fracturamiento hidrulico, los modelos solamente proporcionan una aproximacin del proceso ya que verifican la informacin directamente no es posibles debido a que se carecen de los medios para realizarla. Actualmente se est realizando intensos esfuerzos para desarrollar tcnicas que permiten indirectamente y eventualmente corregir los modelos propuestos.El clculo de la geometra de la fractura es esencialmente una aproximacin, debido a que se supone que el material es isotrpico, homogneo y linealmente elstico, lo cual sucede solo en un material ideal.Los modelos de fracturamiento hidrulicos los podemos dividir en tres grupos: Modelos en dos dimensiones: determinan el ancho y la longitud de la fractura, la hiptesis genera un paraleleppedo .existen los siguientes modelos en 2D: PKN (PERKINS-KERN-NORDGREN) KGD (KHRISTIANOVIC-ZHELTOV-GEERTSMA DE KLERK) MODELO RADIAL

Modelos en pseudo-tridimensional

Modelo tridimensional: responde a las limitaciones de los modelos 2D solo que agrega la altura como nuevo parmetro. El siguiente modelo simula este comportamiento. Por ejemplo, el modelo PKN.Algunas caractersticas importantes son: En ambas direcciones el ancho es mucho menor que las otras dimensiones de la fractura: altura y longitud La geometra elptica, aunque no es enteramente verdadera, es una aproximacin acertada. La altura de la fractura es constante. La longitud es mayor que las otras dimensiones de la fractura: altura y ancho.

3.3.8 CONDUCTIVIDAD DE LA FRACTURALa conductividad de la fractura es uno de los parmetros importantes a la hora de realizar este tipo de pruebas, depende del tao del agente de soporte, del esfuerzo de cierre y de los residuos en la fractura.3.3.9 PERDIDAS DE FLUIDOLas prdidas de fluido hacia el seno de una formacin son de importancia decisiva en el volumen que alcanza la fractura creada o en el conjunto de sus dimensiones. La velocidad del filtrado del fluido es producto de la diferencia de la presin actuando como fuerza impulsadora sobre tres resistencias. Estas resistencias son la compresibilidad del fluido del yacimiento la invasin de la formacin por el fluido viscoso y la eventual formacin de un revoque en las paredes de la fractura. 3. 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 FLUIDOS FRACTURANTESLos fluidos fracturantes son componentes crticos a la hora de realizar los trabajos de fracturamiento hidrulico, estos deben transmitir presin hidrulica a la formacin hasta lograr su ruptura. Despus, el fluido fracturante penetra a la formacin transportando el agente de soporte y a su vez va ampliando y extendiendo la fractura. Estos fluidos fracturantes deben poseer unas propiedades especiales para que puedan realizar un ptimo desempeo, entre las ms importantes estn las siguientes: Viscosidad - Reologa: Se tienen en cuenta estos factores debido a que tienen gran influencia a la hora de transportar el material de sostn a la fractura; adems, se puede trasladar ms material de sostn en volmenes de fluido altamente viscoso. Con respecto a la reologa del fluido, esta cobra gran importancia para efectos de clculo del ancho, de la longitud de la fractura, de las perdidas por friccin y para determinar la velocidad de asentamiento del agente de sostn.

Perdida de filtrado: Debido a ciertas caractersticas de la formacin, como su porosidad, permeabilidad y contenido de microfracturas, el fluido fracturante, en su fase liquida, tiende a introducirse en la formacin en forma de filtrado y de acuerdo con la diferencia de presin que se establece entre la presin hidrulica del mismo fluido y la presin de la formacin. Si el fluido fracturante no se trata con un aditivo reductor de filtrado, esta propiedad ocurrir inevitablemente provocando una baja eficiencia en el fracturamiento.

No generar dao a la formacin: El fluido fracturante debe ser inerte a los fluidos de la formacin y a la matriz misma de esta, es decir, no debe existir interaccin qumica o fisicoqumica que provoque el consecuente dao a la formacin.

Bombeable: Se debe cuidar que el fluido fracturante no flocule por efecto de temperatura y presin, y que su poder tixotrpico sea mnimo y que su viscosidad sea apropiada para permitir un fcil bombeo.

Bajo costo: El costo del fluido fracturante determina la viabilidad econmica de la operacin. Se pueden obtener buenos resultados de productividad en el fracturamiento, pero el costo de la operacin puede hacer, finalmente, inviable el tratamiento.

No generar peligro: En algunas ocasiones se han usado productos txicos e inflamables que ponen en peligro la integridad fsica del personal, por lo que estos fluidos son poco deseables en su uso, aunque en otras propiedades sean excelentes.

Fcil preparacin: Se deben considerar la disponibilidad de los productos y la facilidad de prepararlos en campo.

Fcil remocin: Esta propiedad es muy importante ya que si el fluido fracturante queda atrapado en la fractura misma por los efectos adversos, entonces no habr flujo de fluidos de la formacin hacia el pozo, siendo esta la funcin del fracturamiento.

Baja perdida de presin por friccin: Esta propiedad permite aprovechar al mximo la capacidad del equipo de superficie de bombeo. Contralando esta propiedad, se puede aumentar las velocidades de bombeo y con ello, mayor eficiencia en el tratamiento.

3.5.1 TIPOS DE FLUIDOS FRACTURANTESHoy en da se cuenta con una gran variedad de fluidos fracturantes, cada tipo de fluido tiene propiedades fsicas y qumicas que satisfacen requerimientos diferentes. En muchas ocasiones, la magnitud en el incremento de la produccin resultante del tratamiento de estimulacin hidrulico depende en gran parte del fluido seleccionado. 3.5.1.1 Fluidos Base AceiteLos primeros trabajos de fracturamiento hidrulico fueron realizados usando como fluidos fracturantes, fluidos base aceite, preparados con gasolina y Napalm, una sal acido-grasa de aluminio; el kerosene, el diesel o el aceite crudo fueron la base de estos fluidos. La finalidad a la hora de preparar los fluidos fracturantes con fluidos base aceite consista en obtener un agente transportador del material de sostn que no provocara alteraciones apreciables sobre formaciones altamente sensibles a soluciones acuosas. 3.5.1.1.1 Aceites RefinadosLos aceites viscosos refinados ofrecieron una seria de ventajas en el fracturamiento y por mucho tiempo fue el fluido ms comn utilizado para fracturar. Las especificaciones generales de este tipo de aceites son:

Tabla 4. Especificaciones generales de un aceite refinado.Grados API6 - 25

Viscosidad50-300 cp. a 100 F

Filtrado API25-100 ml en 30 min.

Vel. De cada de la arenaMenos de 7 pies/min

AsfltenosMenos de 0.75%

Tiempo de ruptura de la emulsinMenos de 30 min.

Las principales ventajas que poseen estos fluidos son su disponibilidad, el bajo costo y su fcil remocin de la fractura.

3.5.1.1.2 Aceite CrudoEste fluido ofrece una apropiada viscosidad para desplazar el agente de sostn y adems, se le puede controlar su filtrado. La disponibilidad de este fluido se puede volver una desventaja, si el fluido no se produce cerca, o ventaja, si se produce en el rea, con sus respectivos beneficios en bajo costo, facilidad en la remocin, recuperable para su produccin y no causa problemas tubera.Estos aceites pueden presentar problemas de compatibilidad con los fluidos de la formacin, por lo tanto, antes de iniciar la inyeccin, estos deben estudiarse con el fin de no causar daos adicionales en la formacin o en la misma fractura.3.5.1.2 Fluidos Base AguaEl agua es comnmente utilizada como base del fluido fracturante, su uso se remonta a comienzos del ao de 1995. Hoy en da el 80% de todos los fracturamiento hidrulicos se realizan usando fluidos base acuosa.Esta clase de fluido posee excelente propiedades para el transporte del material de sostn y control de filtrado, es de fcil preparacin y manipulacin en el campo, adems de su disponibilidad en casi todas las reas, su bajo costo y su alta densidad permite reducir la potencia de bombeo respecto a los fluidos base hidrocarburos, adems, de su fcil adaptabilidad a las condiciones de cada yacimiento.El agua a inyectarse, debe tratarse (adicin de pequeas cantidades de cido clorhdrico, HCl o cloruro de calcio Ca Cl2), solo cuando su salinidad es menor que la del agua de formacin.

3.5.1.3 FLUIDOS NO NEWTONIANOS

3.5.1.3.1 Geles de FracturamientoLos geles de fracturamiento son el resultado de los continuos avances de la industria por mejorar las caractersticas de los fluidos base agua o base aceite. Un gel es un sistema coloidal donde estn presentes dos o ms componentes (aceite, agua, cido y aditivos): una fase liquida la cual alcanza el 95% de la solucin y un coloide disperso e hinchado. La mayora de los geles base aceite se obtienen adicionando al aceite, agentes espesantes, en la mayora de los casos cidos grasos. Los geles base agua se obtienen agregando a este, ciertos aditivos tales como goma natural y polmeros sintticos. Esta clase de fluidos se ha utilizado desde el comienzo de las operaciones de fracturamiento hidrulico, por ejemplo, la gasolina gelificada (NAPALM) utilizada despus de la segunda guerra mundial. La implementacin de productos gelificantes tiene como principal objetivo el aumento de la viscosidad del fluido base, ya que estos son polmeros de cadenas largas, lineales o ramificadas, a continuacin se mencionara ciertos tipos de geles usados en la industria petrolera.

3.5.1.3.1.1 Gel Base HidrocarburoEste tipo de fluidos de fracturamiento poseen alta viscosidad y presentan las siguientes ventajas: Alta capacidad de transporte del material de sostn. No produce alteraciones a las formaciones sensibles al agua. Compatible con los fluidos de formacin. Poseen menores perdidas por friccin que otros fluidos a regmenes de bombeo iguales. El fluido base puede recuperarse con la produccin del pozo.

3.5.1.3.1.2 Geles de Reticulacin Retardada (Delayed Crosslinked Gels)Estos geles son una modificacin de los geles reticulados, ya que estos ltimos se degradaban rpidamente por la accin de las bombas y la tubera de tratamiento. Con el desarrollo de los geles de reticulacin retardada, estas limitaciones se pudieron superar, debido al empleo de agentes reticuladores (polmeros de cadenas entrecruzadas) activados por temperatura, que dependen de las condiciones del pozo.Con el empleo de estos agentes reticuladores en cualquier tipo de gel, se logra obtener mejores y ms estables propiedades en el fluido cuando este se encuentra en la fractura, que es donde se necesita.

3.5.1.3.1.3 cidos GelificadosSon derivados celulsicos hidratados en la misma solucin acida, o en el agua de mezcla. Este tipo de fluido se emplea en pozos que requieren fracturas de gran profundidad. Las ventajas que ofrece este tipo de fluidos son: Es un buen transportador del material de sostn. Estabiliza las arcillas. Posee un buen retardo del cido antes de que se d la ruptura del gel. Disminuye la corrosin. Buen control del filtrado. Gran penetracin del tratamiento.

3.5.1.3.2 Fluidos EmulsionadosSon emulsiones de cido o agua en hidrocarburo que poseen un comportamiento no Newtoniano con buena capacidad de transporte del material de sostn.Los fluidos emulsionados se dividen en dos tipos: Agua o acido en crudo Crudo en aguaEn la emulsin agua en crudo, se obtienen viscosidades altas, bajas perdidas por friccin y bajas perdidas de fluido. En la emulsin crudo en agua, la viscosidad aparente depende de la gelificacin de la fase acuosa y del porcentaje de hidrocarburo presente. Los cidos emulsionados poseen un marcado efecto de retardo del ataque del cido a la formacin, en consecuencia es muy til para lograr penetraciones profundas sin que se produzca una reduccin apreciable de la concentracin del cido.3.5.1.3.3 Fluidos EspumadosEs una dispersin de un gas en un lquido, en donde el gas es la fase dispersa y el lquido es la fase continua. Se han utilizado en un gran nmero de operaciones, lo que lo hace de gran versatilidad.Las ventajas que presenta este tipo de fluido son las siguientes: Baja perdida de fluido a la formacin. Buena capacidad de transporte del material de sostn. Reducen las posibilidades de dao a la formacin. Poseen bajos costos. Energizan momentneamente yacimientos de baja presin. Disminuye el tiempo de cierre del pozo despus de la fractura. En la industria se utilizan dos clases de espumas, espumas base agua y espumas base hidrocarburo. Las espumas base agua son las ms utilizadas por su fcil obtencin, bajo costo y buenas propiedades. Las espumas base hidrocarburo se utilizan cuando la formacin a fracturar es excesivamente sensible al agua, el costo de estas espumas aumenta y son difciles de manipular.

3.5.2 ADITIVOS DE LOS FLUIDOS DE FRACTURAMIENTODebido a que los fluidos mismos poseen todas las propiedades necesarias, se dispone de la utilizacin de aditivos especiales para modificar dichas propiedades y obtener otros beneficios. Dentro de estos agentes o aditivos estn: Viscosificadores y gelificadores. Controladores de filtrado. Reductores de prdida de friccin. Surfactantes Secuestrantes.En general los aditivos son qumicos que se utilizan para incrementar la viscosidad del fluido base, la viscosidad como sabemos es la que permite transportar el material de sostn hacia la fractura creada. Estos qumicos incluyen emulsificantes y floculantes, con los cuales se obtienen altas viscosidades aparentes y un eficiente bombeo con pocas perdidas friccinales; hay que tener una especial atencin a la seleccin del tipo y cantidad de estos qumicos.Los aditivos de prdida de fluido son slidos finamente divididos, los cuales durante el tratamiento forman una torta temporal sobre la cara de la fractura, reduciendo as la fuga del fluido. La remocin de estos slidos desde la cara de la fractura se da rpidamente debido a la produccin de los fluidos de la formacin.La extensin de una fractura vertical formada, depende, en gran medida de las propiedades de prdidas de fluido del fluido fracturante. Si se usa un fluido fracturante que posea grandes prdidas de fluido, la mayor cantidad de fluido se perder hacia la formacin y por lo tanto la extensin de la fractura ser menor comparada con la creada cuando se usa un fluido de bajas perdidas de fluido.

Figura 13. Esquemas de fracturas con dos tipos de fluido. Bactericidas: Prcticamente los fluidos fracturantes que no son base agua podran ser bombeados dentro de la formacin sin algn tipo de bactericida presente. Los bactericidas son usados para degradar la superficie de los polmeros en los tanques. Su propsito principal es que los bactericidas detendrn el crecimiento de bacterias anaerobias en la formacin.

Rompedores: Es un aditivo que posibilita a un fluido fracturante viscoso para ser degradado controladamente por un fluido ligero que puede ser retirado fuera de la fractura. Todos los rompedores utilizados hoy son rompedores internos, ellos son incorporados a los fluidos fracturantes en la superficie. Los sistemas rompedores frecuentemente utilizados incluyen encimas y sistemas rompedores oxidantes catalizados para aplicaciones a baja temperatura (70 a 130 F). Los sistemas rompedores oxidantes convencionales son utilizados para un rango de temperatura de 130 a 200F y sistemas retardados de oxidantes activos son aplicables para temperaturas de 180 a 240 F. Los sistemas oxidantes rompedores funcionan para pH de 3 hasta 14. Los sistemas oxidantes tambin trabajan para romper la estructura molecular del polmero.

En sistemas de geles base aceite, los rompedores orgnicos son los bicarbonatos, cal y/o soluciones acuosas de animas. Algunos cidos dbiles han sido utilizados con xito limitados para degradas el sistema. El gel rompedor base aceite trabaja por adicin de un cido o base que se disuelve en el fluido, tal que, la reaccin rompe el gel del sistema.

Buffer: Los agentes buffer frecuente mente son usados en fluidos fracturantes para el control del pH para activadores especficos y para tiempos de activacin. Ellos tambin aceleran o bajan poco a poco la hidratacin de ciertos polmeros, los productos tpicos son el bicarbonato de sodio y combinaciones de estos qumicos. Otra de las funciones importantes del buffer es asegurar que el fluido fracturante este dentro de los rangos de operacin de los rompedores o agentes degradantes. (Cawiezel, 1986)

Surfactante y Desemulsificantes: Un surfactante puede ser definido como una molcula que busca fuera de una interface y tiene la habilidad para alterar las condiciones prevalentes. Un surfactante esta por lo menos siempre compuesto por dos partes: una cadena larga de hidrocarburos que es virtualmente insoluble en agua pero soluble en aceite y fuertemente soluble al final, en agua. Porque hay solubilidad parcial en aceite y agua, un surfactante tendr que acumularse en la interface de estos fluidos. (Penny et, al 2005)

Una emulsin consiste de dos fluidos inmiscibles, en la cual una fase existe como gota fina dispersada a travs de la otra fase. Las emulsiones en el campo petrolero se encuentran en el aceite en agua. La viscosidad de una emulsin puede variar de varios a cientos de cp. Si una emulsin es formada cerca del agujero del pozo, un bloqueo severo de la produccin puede ocurrir. (Gupta, 1997)

Debido a la naturaleza de su superficie activa, los surfactantes pueden actuar como desemulsificantes o emulsificantes. (Mitchell, 1969)

Estabilizador de arcillas: Los estudios de laboratorios y resultados de campo han indicado que las arcillas y partculas finas presentes en las formaciones de produccin pueden reducir el xito de la estimulacin. (Mc laughlin, 1967)

Aditivo para perdida de fluido: Este aditivo derivado del petrleo denominado adomite mark, da un control excelente en la prdida de fluidos utilizados con fluido base aceite sin viscosificantes.

La mayora de los aditivos para perdida de fluido consiste de granos finos de silica flor. Un producto relacionado usa arcilla no inflamable, silica flor, goma guar, otra usa una resina soluble en aceite y goma inflamable. Estos productos tienden a taponar la superficie de la fractura con muy poca penetracin dentro de la matriz de la formacin.

Los fluidos que tienen el mejor control de la prdida de fluido son los que ms se aproximan a la goma gua, los cuales tuvieron altos residuos combinados con silica flor. Tambin fue utilizada exitosamente una combinacin de talco y gomas inflamable con guar. Estas mezclas proporcionaran una excelente eficiencia del fluido casi independiente de la permeabilidad. Fluidos limpios como HEC o CMHEC, pueden ser tratados adecuadamente para dar un control excelente en la prdida del fluido en formaciones con alta permeabilidad.

El uso de muchos fluidos limpios (el HPG o derivados de la celulosa) a menudo ocasiona adiciones de grandes concentraciones de aditivos de prdidas de fluido para llevar a cabo un control uniforme y moderado de la perdida de fluido. Debido a que el control de la perdida de fluido es un requisito para un fracturamiento efectivo, el uso de tales fluidos limpiadores surge para ser en cierto modo deshecho por s mismo.

3.5.3 SELECCIN DEL TIPO DE FLUIDOS

Debido a la gran variedad de fluidos y aditivos para el fracturamiento, se deben seguir ciertos requerimientos mnimos en cuanto a la seleccin de uno de ellos para ser utilizados en un trabajo de fracturamiento.

La seleccin del tipo de fluido depende principalmente de la naturaleza de la formacin a la cual se le realice el fracturamiento hidrulico y de los fluidos que posea, teniendo en cuenta la naturaleza qumica de la roca (areniscas, calizas, etc.) y el estado fsico de la misma.

Las propiedades fsicas de las rocas como temperatura, presin, humectabilidad y saturacin, son de gran importancia y se deben tener en cuenta ya que tambin afectan la seleccin del fluido especfico requerido en el trabajo de fracturamiento. Se debe escoger un fluido de fracturamiento que no genere o incremente el dao a la formacin, para evitar una reduccin ms pronunciada de la permeabilidad.

Se deben tener en cuenta la distribucin de las zonas de arcilla en la formacin, para utilizar fluidos base aceite y con ello evitar el hinchamiento de las arcillas. Dentro de la prctica se recomienda la utilizacin de salmueras que sean idnticas a la que posee la formacin, ya que es el fluido ms seguro de emplear.

"Cuando la formacin es principalmente carbonatada el uso de un fluido base agua-acido es recomendable, generalmente utilizando retardadores del cido. Las emulsiones acidas se usan generalmente a temperaturas mayores de 250F. Para fracturar calizas y dolomitas generalmente se usan mezclas acidas ms agua".

3.5.4 MATERIALES DE SOSTNLa efectividad del tratamiento de fractura depende de la capacidad de flujo creada por el material de soporte en la fractura y de la resistencia que ofrece este material para mantenerla abierta. Si el sustentador o material de sostn se rompe, la fractura se cerrara; de igual manera, si el sustentador fluye a la formacin, ella lo embeber y la fractura se cerrara por completo. Dentro de las ventajas que aportan estos agentes podemos mencionar: Mantienen la fractura abierta. Crea canales de alta permeabilidad dentro de la formacin. Aumenta la permeabilidad cuando la presin de confinamiento quiebra el material de sostn, creando partculas de menor dimetro. Poseen buena resistencia a la compresin.

3.5.4.1 Tipos de Agentes de SostnLos materiales de sostn utilizados para un fracturamiento hidrulico son muy diversos, siendo la arena el primer material utilizado y el ms convencional. Con el paso del tiempo se han desarrollado nuevos materiales capaces de soportar las altas presiones de confinamiento en el fondo del pozo. Los siguientes materiales son los ms comunes dentro de la industria del petrleo: Arena Cascara de nuez Bolas de aluminio Cristales de vidrio Bauxita Cermicos Cermicos cubiertos con resina Arenas cubiertas con resina (curado parcial y completo)Debido a las excesivas presiones de confinamiento de los yacimientos se ha fracaso en muchos casos en la utilizacin de algunos materiales de soporte, por eso, se han dado recomendaciones para el correcto uso de agentes de sostn utilizados actualmente para las siguientes presiones de cierre:

Tabla 5. Presiones de confinamiento para algunos materiales de soporte.Material de soportePresin de confinamiento (psi)

ArenaHasta 5000

Arena recubierta de resinaHasta 8000

BauxitaHasta 17000

CermicosHasta 19000

3.5.4.2 Disposicin del Material de Sostn entre la Fractura

Para obtener una buena capacidad de flujo en la fractura se deben tener en cuenta la concentracin del material de sostn y la tasa de bombeo.

Para fracturamientos verticales se ha evidenciado que el material de sostn se sedimenta dentro de la fractura, creando en el fondo de ella un empaquetamiento en mltiples capas de material, mientras que la parte superior posee muy poco o relativamente nada de material de soporte. El nmero de capas de partculas de material de sostn que se generan dentro de la fractura depende del tamao, forma y concentracin de dicho material dentro del fluido fracturante, el ancho de la fractura y la tasa de flujo del fluido sobre el relleno.

"Cuando el trabajo de fracturamiento termina, la fractura tiende a cerrarse de nuevo (presin de cierre). El ancho final de la fractura depende de las condiciones finales del tratamiento y de la presin efectiva de sobrecarga. La conductividad de la fractura depender del ancho de la fractura y de la permeabilidad efectiva del material de sostn".

Cuando se generan mltiples capas de material de sostn, la capacidad de flujo de la fractura aumenta, cuando se logra formar ms de 3 capas de material, la capacidad de flujo llega a superar a la que se genera con una sola capa parcialmente rellena. Otro de los beneficios que posee la generacin de las multicapas en la fractura esta la no migracin del material de sostn hacia el pozo despus del tratamiento.

3.5.4.3 Espaciamiento del Material de SostnPara lograr las disposiciones de mono capas parciales se utilizan los llamados materiales espaciadores. El material de espaciamiento debe poseer la misma densidad que el material de soporte, adems, ciertas propiedades dentro de las que se encuentran: Ser transportables Insolubles en el fluido fracturante Fcil de remover por los fluidos de la formacin Resistentes a la ruptura mientras se bombea Fcil de manejarDe acuerdo a estos requerimientos, los espaciadores usados hoy en da son: UREA (NH2CONH2) Resinas de hidrocarburos Bisulfato de sodio

3.6 EQUIPOS DE FRACTURAMIENTO HIDRULICORealizar un tratamiento de fracturamiento hidrulico puede ser uno de los procedimientos ms complejos realizados en un pozo. Este se debe, en parte, a las altas tasas y altas presiones, el gran volumen de materiales inyectado, la mezcla continua de estos y la gran cantidad de variables desconocidas en el diseo original del tratamiento de fracturamiento hidrulico.

3.6.1 BOMBALa presin de fracturamiento es generada por una simple accin reciprocante de la unidad de bombas que tienen entre 700 y 2000 caballos de fuerza hidrulica. Estas unidades se impulsan por las maquinarias de diesel.

3.6.2 MAQUINA MEZCLADORA "BLENDER"El equipo mezcla el sistema de fluido de fracturamiento hidrulico, agrega los agentes de soporte y suministra esta mezcla a las bombas de altas presiones. Las lechadas pueden mezclarse continuamente o mezcladas por lotes y almacenados en los tanques de fluido. El lote de fluido mezclado es entonces combinado con el agente de soporte en un afluente continuo y alimenta las bombas.

3.6.3 "MOUNTAIN MOVER"El "Mountain Mover" es el tanque donde el agente de soporte se almacena.

3.6.4 CENTRO DE COMANDO DE TECNOLOGAEl centro de comando de tecnologa es donde el ingeniero y el supervisor del fracturamiento hidrulico estarn durante el tratamiento. Toda la informacin debe centralizarse al centro del comando tcnico.Este equipo es importante durante el tratamiento de fracturamiento hidrulico, ya que en l se tiene suficiente espacio y el operador de la bomba puede seguir lo que est pasando con la bomba, y adems, se puede ver el fluido, ya que el laboratorio casi est dentro del camin de fracturamiento hidrulico (muy cerca).

3.6.5 LNEAS DE ALTA PRESINSe usan lneas de alta presin para conducir el fluido al pozo. Deben reforzarse las lneas correctamente para asegurar que no pueda ocurrir ningn desplazamiento brusco en caso de alguna filtracin. Adems, debe instalarse una vlvula de contrapresin y una vlvula de alivio en disposicin para descargar la presin, en caso de cualquier sobrepresin involuntaria.

3.6.6 LABORATORIO DE PRUEBAS QA-QCEl laboratorio de ingeniera es crtico para el xito de la operacin, y este debe permitir: Verificar los qumicos antes de la operacin. Verificar el plan de tratamiento con los qumicos reales en el campo. Supervisar el fluido de tratamiento continuamente. Controlar como se est bombeando abajo, en el hoyo. Realizar un anlisis despus del tratamiento para tener una idea del comportamiento de los fluidos utilizados con la temperatura.El laboratorio debe localizarse entre el centro de mando y los tanques de aditivos y las maquinas mezcladoras.

3.7 LIMITACIONES DEL FRACTURAMIENTO HIDRULICOExisten diversas razones por las cuales el fracturamiento hidrulico deja de ser viable en su aplicacin a un campo, las cuales son: Tratamiento mecnicamente exitoso pero con resultados de produccin pobres.Esta situacin se puede presentar por diversos factores, dentro de los que se pueden enumerar los siguientes: La fractura est en la zona productora, pero la mayor parte de ella creci por fuera de esta zona.

Se presentaron mltiples fracturas paralelas separadas en diferentes zonas.

Inadecuada conductividad de fractura, debido a pobre suspensin del agente de soporte, pobre limpieza del gel, trituracin / incrustacin del agente de soporte.

Que hayan sido contactadas zonas de agua (Actualmente es controlable)

El tratamiento no fue completado debido a fallas en el equipo y otras fallas mecnicas. Esto puede ocurrir si se presenta alguna de las situaciones citadas a continuacin: Inadecuado tamao de la fractura empaquetada. Tamao adecuado de la fractura, pero pobre conductividad debido a la baja cantidad de agente de soporte colocado.

El tratamiento no fue completado debido a problemas en el wellbore o en la fractura, tales como arenamiento prematuro (S.O.). Este problema es consecuencia directa de mltiples causas como pueden ser:

Problemas en las perforaciones, en la densidad de caoneo o perforaciones tapadas. Inadecuado ancho de fractura: Tortuosidad en el wellbore (S.O. Muy rpido), exceso de mltiples fracturas (S.O. a mitad del trabajo), pobre transporte de agente de soporte (S.O. a mitad del trabajo) o tamao de "Pad" inadecuado.

4 CALCULO DEL NDICE DE PRODUCTIVIDAD

4.1 INDICE DE PRODUCTIVIDAD (IP)Este ndice se refiere a una relacin la cual modela el comportamiento de los fluidos que fluyen desde la zona productora al pozo. En otras palabras, es la capacidad que posee el pozo a aportar fluidos. Igualmente el IP es la relacin del caudal de un pozo y la diferencia de la presin esttica del yacimiento y la presin en fondo de pozo. (Pws Pwf). En otros trminos, el IP es la cantidad de barriles producidos por da por cada unidad de psi. Este factor est basado en la produccin de lquidos total, es decir, aceita y agua. Adicionalmente, el IP tiene su base fundamentada en la ley de Darcy para un flujo radial de fluidos incompresibles en estado continuo, y est dado por la ecuacin:

Al despejar el caudal, la ecuacin resultante es:

Donde, realizando una grfica de q vs P, se afirma que es una lnea recta que pasa por el origen.

Adicionalmente si se realiza una grfica de Pwf vs P, se obtiene una lnea con pendiente negativa, la cual tendr un corte en X que corresponde al potencial del pozo que realmente se traduce en un el potencial de la formacin una vez no halla presin de fondo fluyendo (Pwf).

Tambin existe otro trmino llamado ndice de productividad especfico el cual es la divisin del IP en el espesor de la arena productor; representando as, el nmero total de barriles de lquido, a condiciones de almacena producidos por da cuando cae un psi la presin en cada pie de espesor de la formacin productora.

Por otro lado en casos donde la IP se presenta como un arco cncavo hacia abajo, las pendientes no son constantes a medida que el pozo produce. En estos casos, cuando la lnea no es una curva, se habla de IPR que es la relacin entre la rata de flujo y el caudal.

4.2 NDICE DE PRODUCTIVIDAD PARA DIFERENTES TIPOS DE YACIMIENTOSTodos los yacimientos son diferentes y esto hace que presenten mecanismos de empuje diferentes, por lo cual, el cambio de presin no es el mismo. Por lo tanto, el comportamiento de la lnea graficada variar de acuerdo al mecanismo de empuje presente en el reservorio.

4.2.1 GAS EN SOLUCINDebido al gas en solucin presente en el crudo, a medida que este gas se expande, habr una produccin de aceite por dicho empuje, adems de una produccin de dos fases en el caso de que el yacimiento se encuentre por debajo del punto de burbuja. Tambin puede ocurrir que a pesar de que el gas aumente su tamao, no forme una capa de gas y la fase gaseosa permanezca dentro de la fase aceite, lo que resulta en un flujo simultneo de aceite y gas. La produccin final de aceite resulta por la expansin volumtrica de la solucin gaseosa y efecto pistn del mismo.

Cabe resaltar que en este caso, debido a la cada de presin, los