46375463-07-FRACTURAMIENTOS-HIDRAULICOS

7 Guía de Diseño para Fracturamientos Hidráulicos CONTENIDO 1. OBJETIVO 2. INTRODUCCIÓN 3. CONCEPTOS FÍSICOS 4. MECÁNICA DE LA GEOMETRÍA DE FRACTURA FRACTURA 5. SISTEMAS DE FLUIDOS FRACTURANTES 6. CARACTERÍSTICAS CARACTERÍSTICAS DE LOS APUNTALANTES 7. METODOLOGÍA DE DISEÑO 7.1.

Fundamentos

7.2.

Consideraciones de diseño

7.3.

Evaluación durante el fracturamiento

APÉNDICE 1. Nomenclatura APÉNDICE 2. Referencias 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. En esta guía se presentan los conceptos físicos básicos para entender esta técnica, las características y propiedades de los fluidos, apuntalantes y aditivos usados en las operaciones, así como las consideraciones técnicas más importantes para planear y diseñar un fracturamiento hidráulico. Estos conocimientos permitirán utilizar con mejor criterio los diversos programas de cómputo que existen en el mercado para este fin.

Fracturamientos Hidráulicos

1. OBJETIVO Proporcionar al ingeniero de diseño los principales elementos técnicos que le permitan, por una parte, conceptualizar el proceso de fracturamiento hidráulico en sus fases de planeación y diseño y, por otra, que cuente con los elementos necesarios para interpretar el software técnico disponible en el mercado para este fin.

2. INTRODUCCIÓN INTRODUCCIÓN El fracturamiento hidráulico que utiliza un material sustentante se ha convertido, en la última década, en una de las operaciones más importantes en la terminación de pozos. En México, su uso más frecuente se ha dado en la cuenca de Burgos, cuyos pozos de gas producen en formaciones de arenisca de baja permeabilidad; aunque también se ha usado en pozos del paleocanal de Chicontepec y en algunos de la Cuenca de Veracruz, donde predominan las formaciones carbonatadas. A pesar de que la idea original del fracturamiento hidráulico no ha cambiado, las técnicas, materiales y equipos que se utilizan para ello sí han evolucionado. Actualmente se dispone de una gran variedad de fluidos, según lo requiera la situación. Los equipos son cada vez más sofisticados en cuanto a capacidad y precisión de mezclado, así como en cuanto al control de presión, gasto, dosificación de aditivos y materiales apuntalantes. Incluso se ha llegado a utilizar tubería flexible para realizar estas operaciones. Por otra parte, los adelantos en informática han hecho posible resolver con rapidez y eficiencia las complejas operaciones matemáticas del diseño y su optimización in situ, así como su evaluación final.

Gerencia de Ingeniería

En la actualidad se dispone de varios modelos de simulación, así como técnicas de control y evaluación que hacen posible un diseño más realista y predecible de la operación, e incluso mejoran la capacidad de respuesta ante una situación imprevista. El software técnico ejecuta modelos matemáticos sumamente complejos con los que se pueden simular la geometría y los fenómenos relacionados con el fracturamiento. Su uso correcto y con criterio hace posible optimizar el diseño y la evaluación de un fracturamiento hidráulico. Aunque la técnica de fracturamiento hidráulico puede realizarse utilizando ácidos orgánicos o inorgánicos, esta guía se enfocará a la técnica que utiliza arena como material apuntalante o medio para sustentar las fracturas creadas en la formación, quedando fuera del alcance de esta guía el fracturamiento con ácido.

3. CONCEPTOS FÍSICOS DE FRACTURAMIENTO 3.1. Proceso de fracturamiento hidráulico El proceso consiste en aplicar presión a una formación, hasta que se produce en ésta una falla o fractura. Una vez producida la rotura, se continúa aplicando presión para extenderla más allá del punto de falla y crear un canal de flujo de gran tamaño que conecte las fracturas naturales y produzca una gran área de drene de fluidos del yacimiento. El efecto de incremento de drene de fluidos decrece rápidamente con el tiempo. Esto se debe a que la fisura se cierra y el pozo vuelve a sus condiciones casi originales. Para evitar el cierre de la fractura, se utiliza la técnica de inyectar el fluido de fractura cargado de apuntalante, el cual actúa como sostén de las paredes abiertas de la fractura. Los granos de arena actúan como columnas, evitando el

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cierre de la fisura, pero permitiendo el paso de los fluidos de la formación. Durante la operación, el bombeo de fluido se realiza de forma secuencial, primero se bombea un precolchón de salmuera o gelatina lineal, con el objeto de obtener parámetros y poder optimizar el diseño propuesto. Posteriormente se bombea un colchón de gelatina como fluido, el cual produce la fractura y abre la roca lo suficiente como para que pueda ingresar el agente de sostén; luego, se realiza el bombeo de tratamiento, que es un fluido cargado con arena, el cual apuntala la fractura y la mantiene abierta. Para controlar la operación, se deben registrar continuamente los valores de: 1. Presión, 2. Gasto, 3. Dosificación del apuntalante, 4. Dosificación de aditivos, 5. Condiciones del fluido fracturante (control de calidad). Durante el proceso se deben monitorear en superficie las presiones siguientes: a) Presión de rotura: es el punto en que la formación falla y se rompe. b) Presión de bombeo: es la necesaria para extender la fractura, manteniendo el gasto constante. c) Presión de cierre instantánea (Pci): es la que se registra al parar el bombeo, cuando desaparecen todas las presiones de fricción, quedando sólo las presiones interna de la fractura y la hidrostática del pozo. Además de la presión, también se debe registrar el gasto de operación, el cual está relacionado con el tiempo de bombeo, representando el volumen total de fluido, el cual incide directamente en el tamaño de la fractura creada. Por otra parte, el gasto relacionado con la presión Gerencia de Ingeniería

resulta en la potencia hidráulica necesaria para el bombeo. De aquí la importancia de registrar los volúmenes de gasto y la presión durante la operación. La presión de fractura ( Pef ) es la necesaria para mantener abierta la fisura y propagarla más allá del punto de falla. Puede variar durante la operación. La presión para extender la fractura se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación. (1)

Pef = Pci + Ph

La presión hidrostática se calcula como: Ph = 0.4334 * ρ * D

(2)

La pérdida por fricción (P frictp) en la tubería puede ser calculada mediante un diagrama de Moody, si el fluido es newtoniano. Para fluidos no newtonianos (geles), el cálculo de la pérdida de carga por fricción es mucho más complejo. La norma API describe un método de cinco parámetros, calculados por un viscosímetro. Una vez obtenidas las diferentes presiones y pérdidas por fricción, se puede obtener la presión de tratamiento en superficie (P s ) y la potencia hidráulica (P Hid ). La presión en superficie será: Ps = Pef + P frictp + P fricP − Ph

(3)

La potencia hidráulica ( P Hid ) es: P Hid =

Ps * Q

(4)

40 . 8

3.2. Comportamiento de la roca La selección del modelo matemático para representar el comportamiento mecánico de la roca es muy importante. Existe una

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amplia gama de modelos que intentan representar el comportamiento mecánico de la roca. Los hay desde el modelo lineal elástico hasta modelos complejos, que incluyen el comportamiento inelástico de las rocas, efectos de interacciones físico-químicas del sistema roca-fluido y efectos de temperatura. El modelo más conocido es el lineal elástico, el cual es ampliamente utilizado por su simplicidad (modelo de dos parámetros). Este modelo se fundamenta en los conceptos de esfuerzo (σ ) y deformación (ε ) , los cuales relaciona la Ley de Hooke expresada en la siguiente ecuación (de la línea recta). σ

(5)

= E ε

Donde E es el primer parámetro elástico conocido como módulo de elasticidad (Young). El segundo parámetro es la relación de Poisson ( υ ), que es una medida de la relación entre la expansión lateral ( ε l ) con la contracción longitudinal o axial ( ε a ) de la roca cuando se somete a compresión. υ

=

ε l

(6)

ε a

Cuando se incluyen los efectos de la porosidad y los fluidos contenidos en la roca en el modelo elástico, éste se convierte en un modelo poroelástico, el cual es ampliamente utilizado en simuladores comerciales para diseño de fracturamiento hidráulico. Existen diferentes criterios para definir los parámetros que representan el comportamiento de los fluidos contenidos en la roca. Uno de los más comunes es el coeficiente poroelástico (constante de Biot) α , el cual es, para fines prácticos, igual a uno ( α = 1 ), aunque algunas


referenciasreservoir simulation sugieren este valor α = 0.7 para yacimientos petroleros. 3.3. Efectos de la presión de poro en el estado de esfuerzos La siguiente ecuación ilustra el efecto de la presión de poro ( p ) en el esfuerzo efectivo de la roca. σ

´

(7 )

= σ − α p

A partir de un simple análisis de esta ecuación, se observa que si la presión de poro incrementa, el esfuerzo efectivo de la roca disminuye. Dos casos son particularmente interesantes respecto a la variación de la presión de poro: a) La inyección de fluidos al yacimiento y b) La declinación natural de presión del yacimiento. En el primer caso, durante el fracturamiento el primer fluido que se inyecta es un filtrante, que ocasiona disminución de la presión efectiva, lo que permite iniciar la fractura más fácilmente. Un análisis similar permite establecer que la disminución de presión de poro en un yacimiento maduro incrementa el esfuerzo efectivo de la roca. En otras palabras, es más difícil iniciar una fractura cuando el campo petrolero está en su etapa madura que en su etapa inicial de explotación. Estos conceptos son esenciales cuando se selecciona el apuntalante. 3.4. Efectos de la temperatura en el estado de esfuerzos Cuando se inyecta un fluido a menor temperatura que los fluidos contenidos en el yacimiento, se origina un súbito cambio de temperatura que altera el estado de esfuerzos de la roca. La magnitud del esfuerzo normal de la roca ( σ ) varía directamente proporcional a la variación de temperatura (dT ) . Por ello, el enfriamiento ocasionado a la formación 4


con el fluido fracturante disminuye el esfuerzo efectivo de la roca y facilita el inicio de la fractura hidráulica. El conocimiento del coeficiente de expansión térmica es importantísimo para diseñar el volumen de frente filtrante que se inyectará durante un fracturamiento.

fractura estará en dirección perpendicular a σ h , como lo ilustra la Figura 1, independientemente de las condiciones de terminación incluyendo la orientación preferencial de los disparos.

3.5. Criterios de falla En general, la roca puede fallar cuando es sometida a compresión o a tensión. Uno de los criterios de falla más comunes es el de Mohr-Coulumb, basado en el clásico diagrama de Mohr, donde una envolvente de falla define el límite entre la integridad de la roca y el punto donde falla. En esta guía sólo se mencionan los criterios de falla ocasionados por tensión debido a que, en un fracturamiento hidráulico, la presión ejercida en la pared del pozo incrementa los esfuerzos de tensión hasta fracturar la formación. Una falla por tensión ocurre cuando el esfuerzo efectivo mínimo en la pared del pozo (σ ´min ) es mayor que la resistencia a la tensión de la roca (σ t ) . Una vez que la fractura se inició, el criterio para definir si la fractura se propagará hacia el interior de la formación está definido por la siguiente ecuación. ' P w ≥ σ min

(8)

Dirección de fractura favorable

Esfuerzo principal mínimo

Figura 1. Orientación de la fractura creada por tensión.

4. MECÁNICA DE LA GEOMETRÍA DE LA FRACTURA

3.6. Orientación de la fractura

4.1. Parámetros de diseño

Es importante resaltar que la orientación de la fractura está íntimamente ligada al estado original de esfuerzos in-situ y al mecanismo que la genera. El caso que aquí nos ocupa es donde el estado original de esfuerzos cumple la siguiente condición:

Las variables que deben considerarse en el diseño del proceso de fracturamiento son seis:

σ v

> σ H > σ h

Bajo esta condición y para el caso particular donde la fractura hidráulica es generada por tensión, la orientación de la Gerencia de Ingeniería

1. Altura ( HF ), usualmente controlada por los diferentes esfuerzos in situ existente entre los diferentes estratos. 2. Modulo de Young ( E ) o resistencia a la deformación de la roca.

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3. Pérdida de fluido ( C ), relacionada con la permeabilidad de la formación y las características de filtrado del fluido fracturante. 4. Factor de intensidad de esfuerzo crítico ( KIC ) (toughness). Resistencia aparente de la fractura, donde domina la presión requerida para propagar la fractura. 5. Viscosidad del fluido ( ), afecta la presión neta en la fractura, la pérdida de fluido y el transporte del apuntalante. 6. Gasto de la bomba ( Q ), que afecta casi todo el proceso. Los valores de estas seis variables dominan el proceso de fracturamiento. 4.1. Modelos de diseño El cálculo de la geometría de fractura es esencialmente una aproximación, debido a que se supone que el material es isotrópico, homogéneo y linealmente elástico, lo cual sucede sólo en un material ideal. Además, se considera que el fluido de fractura se comporta de acuerdo con un modelo matemático en particular, lo que generalmente no es el caso. También se toma la altura de fractura como una constante e igual a un número estimado, siendo ésta la mayor causa de inexactitud en el cálculo de la geometría de fractura. Por lo anterior, no se pueden establecer comparaciones estrictas entre los distintos métodos de diseño, ya que todos proveen resultados razonables y no se ha demostrado una ventaja incuestionable de alguno de ellos sobre el resto. Todos los procedimientos de diseño se basan en que la columna inyectada se divide en dos partes. Una parte es el fluido que se pierde por filtración y la otra es la que ocupa la fractura creada.


Las diferencias entre los distintos métodos de diseño de fracturas hidráulicas radican en las ecuaciones utilizadas, formuladas para los distintos eventos físicos. Tales métodos se pueden dividir en tres grupos, dependiendo de la forma que utilizan para calcular el espesor de fractura. Grupo 1. Modelos desarrollados por Perkins y Kern (1961) y Nordgren (1972). En ellos se supone que el espesor de fractura es proporcional a la altura de la misma. Otra característica de estos métodos es que la fractura tiene una sección transversal, paralela a su altura, de tipo elíptico. No se puede usar esta forma de fractura cuando se calcula el transporte de arena a través de la misma; en lugar de eso, el espesor variable de la fractura debe ser reemplazado por un espesor promedio constante, tal y como proponen los métodos de Kristianovich. Las primeras ecuaciones de diseño propuestas correspondieron a las de Perkins y Kern, las cuales fueron ampliamente usadas por mucho tiempo. Estos autores formularon ecuaciones con y sin el efecto de la filtración, y permiten el estudio de fracturas tanto verticales como horizontales, ya sea para flujo turbulento o laminar. La determinación de la geometría de fractura ante la presencia de filtración es más compleja. Sin embargo, puede ser determinada a través de un proceso de ensayo y error. El método de Nordgren mejora el de Perkins y Kern, pues incluye la influencia de la filtración de fluido. Para obtener la geometría de fractura, Nordgren resuelve numéricamente las ecuaciones de fractura y filtración de fluido, por lo que se requiere el uso de una computadora para su aplicación. Sin embargo, Nordgren 6


también presenta expresiones analíticas aproximadas que se pueden usar fácilmente para calcular manualmente la geometría de fractura Grupo 2. Modelos desarrollados por Kristianovich y Zheltov (1955), LeTirant y Dupuy (1967), Geerstma y deKlerk (1969) y Daneshy (1973). Estos modelos proponen que el ancho de fractura es proporcional a la longitud de la misma, a diferencia de Perkins y Kern y Nordgren, que proponen la proporcionalidad con la altura de la fractura. También se considera que el ancho es constante a lo largo de la altura de la fractura. Como la longitud ( L ) es un parámetro que aumenta continuamente a lo largo del trabajo de fracturamiento, el espesor de fractura puede aumentar sin que aumente el ∆ P c , el cual disminuye durante las primeras etapas del trabajo y luego alcanza un valor constante. Dado que L aumenta más rápido que lo que disminuye ∆ P c , el espesor de fractura aumenta durante el trabajo. Los diferentes modelos tienen sus respectivas ventajas y desventajas. Aunque los modelos del grupo 2 permiten la comparación de las tendencias de la presión del fluido a partir de observaciones de campo, carecen de información precisa acerca de la geometría de fractura, están limitados por que requieren especificar la altura de la fractura o bien asumir que la fractura será radial. Esta es una limitación significativa, que no siempre es posible conocer a partir de registros u otros datos si la fractura estará contenida. Las principales suposiciones entre los modelos PKN (Grupo 1) y KGD (Grupo 2) son las siguientes: - Ambos suponen que la fractura es plana y que se propaga perpendicularmente al mínimo esfuerzo. Gerencia de Ingeniería

- Suponen que el flujo de fluidos es unidimensional (1D) a lo largo de la longitud de fractura. - Asumen que los fluidos newtonianos (aunque Perkins y Kern también proporcionaron soluciones para fluidos que siguen la ley de potencias) y el comportamiento de goteo de los fluidos lo define una expresión simple derivada de la teoría de filtración. - Asumen que la roca que se fractura es como un sólido lineal elástico isotrópico, continuo y heterogéneo. - Suponen que la fractura es fija en altura o completamente confinada. - Suponen una de dos situaciones: la altura es larga (PKN) o pequeña (KGD) con relación a la longitud. - El modelo KGD supone que el extremo (la punta) del proceso domina la propagación de la fractura, en tanto el PKN no lo considera. Recientemente se han desarrollado modelos más sofisticados que han aportado mejores resultados. Grupo 3. Modelos tridimensionales y

pseudo tridimensionales Los modelos mencionados anteriormente están limitados debido a que se requiere especificar la altura de la fractura o asumir que se desarrollará una fractura radial. También la altura de la fractura varía del pozo a la punta de la fractura. Esto puede remediarse usando modelos planos tridimensionales (3D) y pseudo tridimensionales (P3D). En los modelos 3D, los cálculos del flujo total de fluidos bidimensional (2D) en la fractura son acoplados a la respuesta elástico tridimensional (3D) de la roca, mientras que en los modelos pseudo 7


tridimensionales, por acoplamiento u otra manera, se aproximan a la elasticidad 3D. Los tres principales tipos de modelos 3D que incluyen el crecimiento de la altura se categorizan por sus principales suposiciones: a) Modelos generales 3D. Suponen que puede haber factores, como la orientación del pozo o el patrón de disparos, que puede causar que la fractura tome, al inicio, una dirección particular; pero, finalmente, tendrá una orientación perpendicular al mínimo esfuerzo. b) Modelos planos tridimensionales. Suponen que la fractura es plana y se orienta perpendicularmente al mínimo esfuerzo, no intentan hacer cálculos complejos que se desvíen de este comportamiento plano. c) Modelos pseudo tridimensionales. Intentan capturar el comportamiento significativo de los modelos planos sin la complejidad de los cálculos. Los dos principales tipos son los modelos elípticos y los basados en celdas. En el primero, el perfil vertical de la fractura se asume que consiste en dos alas elípticas unidas en el centro. La longitud horizontal y la punta de la extensión vertical del pozo se calculan para cada intervalo de tiempo, y la forma que se asume es comparada para esas posiciones. Asimismo, asume que el flujo de fluidos se desarrolla a lo largo de las perforaciones y en el filo de la elipse. Los modelos basados en celdas representan la fractura como una serie de celdas conectadas, no prescriben una forma de fractura sino que, generalmente, asumen un plano de esfuerzos y no acoplan totalmente el cálculo del flujo de fluidos en la dirección vertical al cálculo de la geometría de fractura.


A diferencia de los modelos de los grupos 1 y 2 discutidos arriba, los modelos planos 3D y pseudo 3D consideran los datos de las propiedades de las zonas confinantes para predecir el ritmo de crecimiento de la fractura Los parámetros más importantes para el diseño de un tratamiento de fractura utilizando estos modelos pseudo 3D incluyen: a) Propiedades mecánicas de la roca: esfuerzo de cierre de la roca, modulo de Young, relación de Poisson y Toughness de la fractura. b) Propiedades petrofísicas: permeabilidad, porosidad, saturación de agua, composición mineralógica. c) Propiedades del fluido del yacimiento: tipo y composición del fluido. Si es aceite, la gravedad especifica, composición, asfaltenos, parafinas, etc. Si es gas, su composición, contenido de ácido sulfhídrico, coeficiente de compresión, etc. d) Propiedades del yacimiento: presión original, presión de fondo estática y fluyendo, gradiente de temperatura. Sea cual fuere el tipo de modelo que se use para calcular la geometría de fractura, se dispone de datos limitados en los tratamientos para validar el modelo usado. Desde el punto de vista comercial de los tratamientos hidráulicos, la historia de presión durante el tratamiento es normalmente el único dato disponible para validar el modelo y determinar la geometría de fractura. Si un simulador incorpora el modelo correcto, éste debe coincidir tanto en la presión de tratamiento como en la geometría de la fractura. Está fuera del objetivo de esta guía presentar o demostrar ecuaciones matemáticas muy complejas. Existen en 8


el mercado distintos software que involucran los parámetros técnicos y económicos más importantes en el diseño de una fractura; sin embargo, resulta importante mencionar que estos software consideran en sus cálculos algunos de los conceptos técnicos básicos que se discutieron al comentar los dos primeros grupos de modelos. Además, los avances en la investigación han permitido incorporar nuevos modelos matemáticos que simulan distintas condiciones de operación y que, obviamente, permiten no sólo mejorar los diseños en el campo sino seleccionar el fluido y el apuntalante más adecuado. En estos modelos, el flujo de fluidos se describe por ecuaciones de conservación de masa (incluyendo la densidad del fluido) y se expresa en términos de velocidad. Vale decir que esas ecuaciones se plantean como vectoriales y de conservación de momentum. Este modelo tridimensional plano resuelve ecuaciones muy complejas para simular condiciones de distintos fluidos, tanto newtonianos como no newtonianos (principalmente del tipo plásticos de Bingham y de ley de potencias. La guía de usuario del simulador de fracturas M Frac III es una buena referencia, donde se fundamenta lo señalado en el párrafo anterior.

puntos estrechos inducidos de la roca y fracturas múltiples. Todos ellos disminuyen el éxito del tratamiento, pues incrementan la presión neta y aumentan las probabilidades de arenamiento causado por el limitado ancho de fractura cerca del pozo. Geometría de fractura alrededor del pozo. Algunos estudios han encontrado que los disparos deben estar orientados en un rango de 10º a 20º dentro del plano normal del mínimo esfuerzo para que la fractura inicie en los disparos y se extienda. Otros estudios muestran que, si no se orientan en la dirección señalada y los pozos son direccionales, la fractura puede crecer en forma de “S”. En realidad, es muy difícil predecir las caídas de presión cerca del pozo en agujeros desviados debido a la incertidumbre de la geometría de fractura cerca de la vecindad del pozo. El propósito principal de conocer los efectos cerca del pozo es entender el origen de su arenamiento, y que esto pueda predecirse y prevenirse. Disparos y efecto de desviación . Los tres supuestos componentes en la pérdida de presión en la vecindad del agujero son: - La fricción a través de los disparos - Los giros de la fractura (por ejemplo la tortuosidad) - La fricción por un desalineamiento de los disparos, los cuales pueden sumarse:

4.2. Tortuosidad y otros efectos en la

vecindad del pozo En pozos desviados, disparados inadecuadamente o mal diseñados, se observan en la vecindad grandes pérdidas por fricción. Es importante entender estos fenómenos y el efecto que tiene la geometría de la fractura cerca del pozo en el desarrollo del tratamiento. Esas pérdidas en la vecindad del agujero son atribuidas a efectos como la tortuosidad (cambio o giro imprevisto o repentino de fractura), alineación inadecuada de la fase de disparos, Gerencia de Ingeniería

∆ pcercadelpo zo = ∆ p pf + ∆ ptort + ∆ p misalign

(9)

Salvo la fricción a través de los disparos, no es posible predecir los efectos cerca del pozo. Existen modelos para esos mecanismos de incremento de presión y cada mecanismo tiene uno o más parámetros, que pueden ser evaluados con datos de campo Fricción en los disparos . Un pozo disparado de manera deficiente tiene un efecto significativo en la ejecución y

9


evaluación de un tratamiento de fractura debido a que los disparos afectan la presión de rompimiento y de tratamiento, pudiendo provocar un arenamiento. Si los disparos son de la fase y tamaño adecuado, este efecto es despreciable, de otra manera el efecto se toma constante durante todo el tratamiento. Tortuosidad. Se define como un camino “retorcido” que conecta el pozo al cuerpo principal de la fractura. En la Figura 2 se muestra cómo una fractura puede cambiar y girar para alinearse con el plano preferente de fractura. El ancho de fractura es proporcional a la diferencia entre la presión en la fractura y el esfuerzo contra el cual se abre la fractura. Cuando la fractura se abre contra un esfuerzo mayor que el mínimo in situ, el ancho de la fractura se reduce con relación a aquélla que gira. Este proceso de reducción del ancho de fractura a lo largo de la reorientación del camino restringe el flujo y podría causar un arenamiento en la vecindad del pozo.

Los simuladores P3D actuales representan el comportamiento y calculan la fractura. Sus ecuaciones se basan en el gasto de flujo, los esfuerzos mínimos horizontales y otros datos experimentales o de campo. Desalineamiento de fases. La mayoría de los disparos no están alineados con el plano preferencial de fractura, a menos que se contara con la información de la dirección de esfuerzos de un pozo en particular y de los accesorios necesarios para perforar la tubería. Si se usa una pistola fase 0 o, la orientación de los disparos al plano de la fractura puede ser tan similar como una fase de 90 o. Por otra parte, una alineación casi perfecta de fase 0o causa una propagación preferencial de fractura de una “ala” con penetración de la “ala” compañera, debido a la caída de presión que resulta del flujo alrededor del anular hacia la “ala” no conectada. Restricción Pozo

A Pozo Fractura plana

Reorientación de la fractura

Figura 2. La fractura gira y cambia para alinearse con la dirección preferente de propagación.


Disparos

Figura 3. El desalineamiento entre disparos y el plano de la fractura provoca puntos muy ajustados

Nolte señaló que si la fractura no inicia en los disparos, el fluido se comunicará con la fractura a través de estrechos canales alrededor de la tubería de revestimiento, atravesando el micro anillo (A) y pasando el área restringida antes de entrar al cuerpo principal de la fractura, con tal velocidad que erosionan los puntos estrechos. Estos canales pueden causar altas presiones de tratamiento debido a las restricciones en la anchura ( Figura 3),

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lo que puede provocar un arenamiento prematuro debido al puenteo o taponamiento del apuntalante, cuando éste quiere entrar a la fractura.

5. SISTEMAS DE FLUIDOS FRACTURANTES 5.1. Fluidos fracturantes Pueden ser de base agua o aceite. Las propiedades que debe cumplir un fluido fracturante son las siguientes:  









Bajo coeficiente de perdida Alta capacidad de transporte del apuntalante Bajas perdidas de presión por fricción en las tuberías y altas en la fractura. Fácil remoción después del tratamiento Compatibilidad con los fluidos de formación. Mínimo daño a la permeabilidad de la formación y fractura.

Por su bajo costo, alto desempeño y fácil manejo los fluidos base agua son muy usados en los tratamientos de fracturamiento hidráulico, muchos polímeros solubles en agua pueden ser utilizados para proporcionar una elevada viscosidad capaz de sustentar el apuntalante a temperatura ambiente, sin embargo a medida que esta se incrementa estas soluciones se adelgazan significativamente, sin embargo, el aumentar la concentración de polímeros ( carga polimérica) puede neutralizar los efectos térmicos, pero no resulta económico, ni práctico por el daño que provoca en la cara de la fractura. En su lugar se utilizan agentes activadores cuya función es incrementar el peso molecular efectivo del polímero, aumentando la viscosidad del fluido. Los primeros fluidos base aceite utilizados en fracturamientos con apuntalante fueron aceites crudos Gerencia de Ingeniería

estabilizados, no causan daño y el flujo de retorno es incorporado directamente a la producción, sin embargo son inflamables e impactan de manera severa el ambiente, su manejo y almacenamiento requieren de condiciones muy seguras, transportan arena en bajas concentraciones (máximo 3 o 4 lb/gal), las pérdidas por fricción en el sistema son muy altas, y la conductividad de la fractura que generan es baja. Los fluidos base diesel o kerosina aportan altos valores de viscosidad, lo que ayuda a transportar más arena y alcanzar geometrías de fractura mayores en ancho y longitud y por consiguiente una mayor conductividad, su inconveniente es el manejo y almacenamiento de alto riesgo por ser muy volátiles y contaminantes, por lo que actualmente se usa en formaciones altamente sensibles al agua. 5.1.1. Polímeros viscosificantes Existen distintos tipos, derivados de la goma natural guar o derivados celulósicos. En este aspecto el avance tecnológico ha permitido el desarrollo de nuevos fluidos fracturantes, básicamente podemos nombrar los siguientes a) Goma guar. Fue de las primeras

utilizadas para viscosificar el agua usada en los fracturamientos, es un polímero de alto peso molecular, de cadena larga, tiene una alta afinidad con el agua, al agregarse al agua se hincha y se hidrata, lo que crea un medio para que las moléculas del polímero se asocien con las del agua, desarrollándose y extendiéndose en la solución. b) El hidroxipropil guar (HPG ). Se deriva

del Guar con Óxido de Propileno, contiene de 2 a 4% de residuos insolubles, pero algunos estudios (Almond y Cía. 1984 y Brannon y Pulsinelle 1992) indican que ambas (Guar 11


y HPG) causan casi el mismo grado de daño, sin embargo esta HPG es más estable que el Guar a temperaturas o mayores (pozos > 150 C) y más soluble en alcohol. c) El carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG). Es un doble derivado del guar,

el primer polímero usado para pozos de baja temperatura. Para esa aplicación es activado con aluminatos (que lo hacen más económico que un fluido HPG activado con zirconatos o titanatos). Es también activado con zirconatos, lo que le permite mayores viscosidades y trabajar en altas temperaturas. d) Hidroxietil celulosa (HEC) o el hidroxipropil celulosa (HPC). Son utilizados cuando se requiere un fluido muy limpio. Estos fluidos tienen una cadena de unidades de azúcar glucosa, el HEC. Pueden ser activadon a PH de 6 a 10 con zirconatos o con lantánidos. e) Carboximetilhidroxietil Se forma al (CMHEC).

celulosa

activar suavemente el HEC agregando el grupo carboximetil. Este polímero provoca una activación con iones metálicos como aluminatos, zirconatos o titanatos en ambientes con PH de aproximadamente de 2 a 4. g) La goma xantana. Es un biopolímero

producido metabólicamente por el microorganismo xantomonas campestres. Esta solución se comporta como un fluido ley de potencias aun a bajos esfuerzos de corte, donde las soluciones de HPG llegan a ser newtonianos. Bajo ciertos esfuerzos de deformación (de corte) menores de 10 s-1, las soluciones de xantana suspenden mejor la arena que la HPG h)

Fluidos

de

nueva

generación.

Actualmente hay en el mercado fluidos fracturantes más limpios y ecológicos. El daño causado al entorno ambiental y al yacimiento es mínimo. Gerencia de Ingeniería

Hoy en día existen fluidos llamados de baja carga polimérica. Se ha demostrado que, entre otras cosas, incrementan la conductividad de la fractura debido a que requieren de menor cantidad de polímero en la zona de interés, al igual que una menor cantidad de polímero para romper. Es aplicable en rangos de temperatura de o 190 a 400 F. Los hay en versión para baja temperatura y bajo PH. Además, este tipo de fluidos combina polímeros de alta eficiencia con activadores de alto desempeño, manteniendo una alta viscosidad durante mayor tiempo. Existen sistemas que no utilizan guar o HEC libre de polímeros y sólidos llamados fluidos visco elásticos, que sólo requieren de agua más un electrolito (cloruro de potasio o de amonio) y de un surfactante visco elástico (VES), el cual se asocia con las moléculas de la salmuera formando estructuras cilíndricas llamadas micelas, que le dan al fluido una viscosidad similar a la que desarrollan las cadenas de polímeros. Estos productos son de nueva generación y, por lo mismo, son caros. Las ventajas que ofrecen sobre los fluidos poliméricos es que no requieren de quebradores internos o externos, pues al contacto con los hidrocarburos de la formación su estructura pierde las propiedades visco elásticas, ya que las moléculas del fluido vuelven a ser esféricas, obteniéndose agua con 1 cp de viscosidad, a diferencia de los 10 ó 12 cp que tiene el fluido activado con guar después de quebrado. Gracias a esta condición, el flujo de retorno será más fácil, aun en pozos con baja presión de fondo. 5.1.2. Aditivos Se usan para romper el fluido, una vez que el trabajo finaliza, para controlar la pérdida de fluidos, minimizar el daño a la formación, ajustar el PH, tener un control de bacterias o mejorar la estabilidad con 12


la temperatura. Debe cuidarse que uno no interfiera en la función de otro. a)

Activadores de viscosidad. Son

agentes reticuladores que unen las cadenas formadas por el polímero y elevan considerablemente la viscosidad, activando el fluido. Entre los más comunes se tienen los boratos, aluminatos, zirconatos. La Tabla 1 muestra las características principales de los activadores más usados. La selección del activador dependerá del polímero utilizado para generar el gel lineal, de la temperatura de operación y del PH del sistema. Si la concentración del activador es muy baja, el ritmo de la activación será más lenta y el desarrollo de la viscosidad será más baja que la esperada. Por el contrario, si la concentración excede el rango óptimo, el ritmo de la activación será más rápido y la viscosidad final puede ser mucho más baja debido a la “syneresis” (precipitación de la solución polimérica causada por el colapso de la red polimérica). En casos más severos, provoca “agua libre”. Los contaminantes químicos (como bicarbonatos, fosfatos o silicatos) presentes en el agua de mezcla, incluso algunos estabilizadores de arcilla y espumantes, pueden interferir en el desempeño de los activadores. Debe vigilarse la limpieza de los tanques antes de que sean llenados con el agua de fractura. Se pueden manipular muchos factores para controlar el ritmo de activación, tales como la temperatura y el PH del fluido, condiciones de deformación, tipo de activador y la presencia de otros componentes orgánicos que reaccionan con el activador. b) Quebradores. Reducen la viscosidad

del sistema fluido-apuntalante, partiendo Gerencia de Ingeniería

el polímero en fragmentos de bajo peso molecular. Los más usados son los oxidantes y las enzimas. Entre los primeros se encuentran los oxidantes de persulfato de amonio, potasio y sodio. Su descomposición térmica produce radicales de sulfatos altamente reactivos que atacan el polímero, reduciendo su peso molecular y su habilidad viscosificante. Esta descomposición es muy dependiente de la temperatura. Por debajo de 125 oF es muy lenta, si se usa sólo el persulfato; sin embargo, puede acelerarse con la adición de aminas. Por arriba de esta temperatura, la generación de radicales sulfatos ocurre muy rápidamente. En cuanto a las enzimas, éstas son también utilizadas como rompedores para reducir la viscosidad de cualquiera de los fluidos base agua. Se usan en ambientes moderados en rangos de PH de 3.5 a 8 y temperaturas menores de 150 oF (otras enzimas trabajan con rango de PH superiores de 10 y por arriba de 150 oF). Debido a que son activas a temperatura ambiente, las enzimas empiezan a degradar el polímero inmediatamente que se mezcla. Bajo ciertas condiciones, son tan reactivas como los persulfatos. Recientemente existe en el mercado una nueva generación de enzimas llamadas “específicas”, formuladas para degradar de manera particular los fluidos poliméricos base guar o celulósicos y sus derivados. Son estables en diferentes rangos de temperatura, soportan hasta 275 oF y encapsuladas hasta 300 oF, efectivas en fluidos con rangos de PH desde 3 a 11. Existen rompedores ( quebradores) del tipo encapsulado que permiten altas concentraciones, para usarse sin que se comprometa la viscosidad del fluido durante el bombeo. En un rompedor encapsulado, el rompedor activo es cubierto con una película que actúa como una barrera entre el rompedor y el fluido 13


fracturante. Cualquier tipo de rompedor puede ser encapsulado, incluso enzimas y ácidos. La Tabla 2 es una guía de los principales rompedores y sus características de aplicación.

de penetrar la mayoría de los poros y formar un enjarre interno. La harina sílica es un aditivo efectivo de pérdida de filtrado y ayuda a establecer un enjarre. Otras partículas, como los almidones, son también buenos aditivos de pérdida. Estos son polisacáridos de cadena larga de moléculas de glucosa.

c). Aditivos para pérdida de filtrado. Un

buen control de pérdida de filtrado es esencial para un tratamiento eficiente. La efectividad de los aditivos dependerá del tipo de problema de pérdida: - Pérdida por una matriz de permeabilidad alta o baja. - Pérdida por microfracturas

Las resinas solubles en aceite también son usadas como control de pérdida de filtrado, ya que pueden puentear y sellar los poros para reducir la pérdida de fluido. Tienen la ventaja sobre la harina sílica y los almidones en que son solubles en aceite y se disuelven en hidrocarburos líquidos producidos.

Generalmente las formaciones con baja permeabilidad tienen abiertos los poros más pequeños. Una roca de 0.1 mD puede tener un diámetro de poro promedio menor de 1.0 µm, mientras que una roca de 500 mD lo tiene de 20 µm. El rango de tamaño de poro puede ser muy largo, lo que beneficia a los aditivos de pérdida, ya que se tiene un amplio rango de tamaño de partículas, de tal manera que esos espacios puedan ser puenteados.

d). Bactericidas. Previenen la pérdida de

viscosidad causada por bacterias que degradan el polímero. Los polisacáridos (polímeros de azúcar) usados para espesar el agua, son excelentes fuentes de origen de comida para las bacterias, éstas arruinan el gel reduciendo el peso molecular del polímero. Una vez que se introduce dentro del yacimiento, algunas bacterias pueden sobrevivir y reducir los iones de sulfatos a ácido sulfhídrico.

En formaciones de alta permeabilidad, los polímeros y aditivos pueden ser capaces

Tabla 1.- Características de los Activadores comúnmente usados

Activador

Borato

Polímero Activado

Guar, HPG, CMHPG

Rango de PH

8 - 12

3 - 11

3 - 11

3-5

Temperatura límite superior (oF)

325

325

400

150

Deformación degradada

No

Si

Si

Si

+ ++

Activa con PH bajos Activa con PH altos (7-10)


Titanato

Zirconato

Aluminato

Guar, HPG, Guar++, HPG++, CMHPG, CMHEC CMHPG, CMHEC+ CMHPG, CMPHEC+

(3-5)

14


Tabla 2.- Selección de rompedores

Criterio de Selección

Desempeño temperatura

en

Oxidantes

alta

Integridad rompimiento

del

Enzimas

Observaciones

Los oxidantes son aplicables en altas temperaturas, las enzimas tienen algo de actividad en T arriba de 105 oC y hasta 149 oC en el caso de las enzimas específicas En teoría las enzim as tienen la ventaja debido a su naturaleza catalítica, sin embargo, su sensibilidad a la temperatura, PH y otros químicos puede acortar considerablemente su tiempo de vida. Bajo condiciones ideales ( menos de 80 oC y PH entre 5 -8) la enzima rompe el polimero en pequeños fracgmentos que se oxidan. Llas enzimas específicas han mejorado muchas de las características de las enzimas tradicionales.

Duración del rompedor

Las enzimas, a menos que se expongan a condiciones extremas de temperatura o PH, reaccionan con los polímeros por un período de tiempo mas extendido ( días) que los oxidantes ( horas).

Rápido rompimiento

Un rompimiento rápido permite un retorno agil del pozo, esto se logra mejor con oxidantes, sin embargo las enzimas específicas han demostrado una evolución con respecto a las enzimas tradicionales

Sensibilidad química

Las enzimas son altamente sensibles al PH, por lo que su control es necesario para un buen desempeño, los oxidantes son afectados por apuntalantes cubiertos con resina curables lo que no afecta a las enzimas.

Materiales como glutaraldehidos, clorofenatos, aminas cuaternarias e isotiazolinas, son usadas para el control de bacterias. Normalmente, los materiales matan la bacteria, pero no siempre inactivan la enzima que produce y que es la responsable de romper el polímero. Por esta razón es práctica común agregar el bactericida a los tanques de fractura antes de que se agregue el agua, para asegurar que el nivel de enzima bacterial se mantendrá bajo. Los bactericidas no son necesarios en fluidos base aceite ni en fracturamientos ácidos. e). Estabilizadores. Se adicionan al gel

lineal (fluido fracturante sin activar) para proporcionar mayor estabilidad al fluido, cuando se tienen altas temperaturas de operación, normalmente arriba de 200 oF. Por lo general, ayudan a mantener la viscosidad del gel reticulado a estas temperaturas, retardando la degradación. Suelen ser compuestos salinos, como el tiosulfato de sodio (Na 2S2O3), que favorecen la formación de uniones intermoleculares. También llamados agentes activos de superficie. Es un f).Surfactantes.


material que, a bajas concentraciones, absorbe la interfase de dos líquidos inmiscibles, como pueden ser dos líquidos (aceite y agua), un líquido y un gas o un líquido y un sólido. Son usados principalmente para estabilizar emulsiones de aceite en agua, para reducir las tensiones superficiales o interfaciales. Promueven la limpieza del fluido fracturante de la fractura, entre otros. Algunos bactericidas y agentes de control de arcillas son surfactantes. (Para más detalle, ver la Guía de estimulaciones). g). Controladores de PH (buffers). Se

utilizan por dos razones específicas: para facilitar la hidratación o para proporcionar y mantener un determinado rango de pH, que permita el proceso de reticulación (activación). Los buffers de hidratación, por lo general son sales, como el acetato de sodio o el bicarbonato de sodio, y se adicionan para facilitar la formación del gel lineal (fluido sin activar), mejorando la hidratación, es decir, la incorporación del solvente en la cadena polimérica. Los buffers para control de pH se adicionan al gel lineal, ya formado, para que el agente reticulante se active y

15


pueda formar los enlaces entrecruzados entre las cadenas poliméricas. Por lo general, son soluciones de sales, como el carbonato de potasio. h). Estabilizadores de arcilla. Utilizados

básicamente para la prevención de migración de arcillas. Se usan soluciones del 1 al 3% de cloruro de potasio para estabilizar las arcillas y prevenir su hinchamiento. También los cationes orgánicos de tetrametil cloruro de amonio son usados como efectivos estabilizadores. 5.2. Caracterización fracturantes

de

los

fluidos

Las propiedades reológicas son la clave para cumplir con el objetivo de un fluido fracturante, lo que afecta su viscosidad, su capacidad para transportar apuntalante y su tendencia a la pérdida de fluido (filtración) en el medio poroso. Hay un vínculo muy cercano entre la química de los fluidos y sus propiedades físicas. Los modelos reológicos y su control permiten representar tanto los fluidos base agua como los complejos fluidos de espuma (fuera del objetivo de esta guía). Los aditivos de los fluidos fracturantes y los sistemas de fluido se caracterizan por los siguientes propósitos:  



Desarrollar el sistema y aditivos Obtener los datos de entrada para el simulador de diseño de fracturas Controlar la calidad antes o durante el tratamiento

La caracterización del sistema determina si una nueva composición mejora un sistema existente o si puede tener un desempeño similar a menor costo. De igual manera, permite obtener datos representativos del desempeño en áreas críticas, tales como: reología, pérdidas por fricción en tuberías, ritmo de pérdida Gerencia de Ingeniería

de fluidos, conductividad de fractura y daño a la formación; mismos que pueden usarse en el diseño de la fractura y simuladores de producción, y que deben determinarse antes de utilizar el sistema de fluido en el campo. El American Petroleum Institute (API) ha publicado prácticas recomendadas para algunos métodos de caracterización de laboratorio. Las evaluaciones de laboratorio más comunes son las mediciones reológicas del esfuerzo de corte estacionario. Reología.

La propiedad que se determina es la viscosidad aparente, la cual es una función de la velocidad de corte, de la temperatura del fluido y del tiempo, y es obtenida usando el viscosímetro cilíndrico concéntrico rotacional (Fann). Los datos se relacionan con un modelo matemático para predecir la viscosidad del fluido en varios ambientes que ocurren durante el proceso de fractura. Modelo ley de potencias. Es el más

usado para representar el comportamiento de los fluidos de fractura en los simuladores de diseño de fracturas, (ver Guía de molienda de empacadores para mejor referencia de este modelo). Reología de la lechada. Para los fluidos

que contienen apuntalante del 20 al 80% del volumen total de tratamiento de fractura, actualmente existen pocos datos reológicos para estas lechadas. La determinación de la reología de las lechadas de fractura es un problema considerable debido a la dependencia sobre la composición del fluido, geometría de flujo, temperatura, tiempo y tamaño del apuntalante, densidad y concentración.

16


Filtrado. Uno de los puntos clave en el

diseño de un tratamiento de fracturas es el conocimiento preciso de qué tan rápido se perderán los fluidos en la fractura hacia el yacimiento. Sin esta información, sería imposible diseñar un tratamiento que proporcione una geometría de fractura específica. Los tratamientos de minifracturas o el precolchón durante los tratamientos permiten estimar el coeficiente de filtrado y, en todo caso, realizar los ajustes necesarios en el diseño. Este valor es calculado a tiempo real a través del software. Su visualización se hace a través de cualquier monitor incluso in situ.

6. CARACTERÍSTICAS DE LOS APUNTALANTES Además de sostener las paredes de la fractura, los apuntalantes crean una conductividad (permeabilidad en Darcys por cada pie de longitud de fractura apuntalada) en la formación. Una vez concluido el bombeo, resulta crítico para el éxito de la operación colocar el tipo y la concentración adecuada de apuntalante. Los factores que afectan la conductividad de fractura son:   







Composición del apuntalante. Propiedades físicas del apuntalante. Permeabilidad empacada del apuntalante. Efectos de la concentración de polímeros después del cierre de la fractura. Movimientos de finos de formación en la fractura. La degradación del apuntalante a lo largo del tiempo

Las propiedades físicas que debe tener un apuntalante y que impactan en la conductividad de la fractura son:  

Resistencia Distribución y tamaño del grano


  

Cantidad de finos e impurezas Redondez y esfericidad Densidad

Para abrir y propagar un fracturamiento hidráulico, debe rebasarse los esfuerzos in situ. Después de poner en producción el pozo, estos tienden a cerrar la fractura y confinar el apuntalante. Si la resistencia del apuntalante es inadecuada, el esfuerzo de cierre triturará el apuntalante, creando finos que reducirán la permeabilidad y la conductividad. De igual manera, en formaciones suaves, el apuntalante se puede “embeber”, es decir, incrustarse en las paredes de la formación. Los apuntalantes están diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la formación, y se debe seleccionar de acuerdo con los esfuerzos a que estará sometido y a la dureza de la roca. La diferencia entre la presión de fractura y la de producción en el fondo proporciona un estimado del esfuerzo máximo efectivo (esfuerzo de cierre) sobre el apuntalante. Las condiciones en que se presenta un máximo trituramiento pueden ocurrir durante el reflujo del pozo y las pruebas de producción, cuando la presión fluyendo en las perforaciones es baja o inicialmente baja durante la producción debido a que el gradiente de fractura está en su máximo. Sin embargo, si el pozo al inicio está terminado y produciendo con una elevada presión de fondo y un gasto de producción constante, el máximo esfuerzo efectivo sobre el apuntalante es menor. La Figura 4 muestra la comparación de resistencias de algunos apuntalantes y la permeabilidad que generan. El tipo y tamaño de apuntalante se determina en términos de costo-beneficio. Los apuntalantes de mayor tamaño proporcionan un empaque más 17


permeable, ya que la permeabilidad se incrementa con el cuadrado del diámetro del grano. Su uso debe evaluarse en función de la formación a apuntalar, las dificultades de transportar y colocar el apuntalante. Las formaciones sucias o sujetas a migración de finos son poco indicadas para apuntalantes grandes, ya que los finos tienden a invadir el empaque apuntalado, causando taponamientos parciales y rápidas reducciones en la permeabilidad. En estos casos, es más adecuado usar apuntalantes más pequeños que resistan la invasión de finos. Aunque estos apuntalantes pequeños ofrecen una conductividad inicial baja, el promedio de conductividad a lo largo de la vida del pozo es mayor comparada con las altas productividades iniciales que proporcionan los apuntalantes de mayor tamaño (lo que normalmente se convierte en una rápida declinación). Los apuntalantes de tamaño grande pueden ser menos efectivos en pozos profundos porque son más susceptibles de ser aplastados, ya que los esfuerzos de cierre son mayores (a medida que el tamaño de grano se incrementa, disminuye su resistencia). Los apuntalantes grandes presentan un mayor problema en su colocación por dos razones: se requiere una fractura ancha para los granos mayores y el ritmo de colocación de las partículas aumenta con el incremento del tamaño. Si la distribución del tamaño de los granos es tal que el rango de medición contiene un alto porcentaje de granos pequeños, la permeabilidad empacada con el apuntalante (y su conductividad) se reducirán en comparación con la empacada con granos más pequeños. La presencia significativa de finos puede reducir altamente la permeabilidad de la fractura. Por ejemplo, 20% de material más fino que la malla No. 40 reducirá la


permeabilidad de la arena 20/40 en un factor de 5. 10 Apuntalante de alta resistencia

) s y c r a D ( d a 100 d i l i b a e m r e P

Apuntalante de resistencia intermedia

1000 2000

Arena cubierta co n resina Arena

6000

10000

14000

Esfuerzo de cierr e

Figura 4. Comparación de la resistencia de varios tipos de apuntalante

A medida que el esfuerzo de cierre se hace mayor, es decir, aumenta el esfuerzo horizontal mínimo, ocurre una reducción significativa de la conductividad de la fractura lograda con la colocación de un determinado apuntalante. La Figura 5 muestra la variación de la conductividad con el esfuerzo de cierre. La esfericidad y la redondez del apuntalante tienen un efecto significativo en la conductividad de la fractura. La esfericidad es una medida de qué tanto el grano de una partícula de apuntalante se parece a una esfera. La redondez de un grano de apuntalante es una medida de la forma relativa de las esquinas de un grano o de su curvatura. Si los granos son redondos y más o menos del mismo tamaño, los esfuerzos sobre él se distribuyen más uniformemente, resultando en mayores cargas antes de que el grano se fracture.

18


Los granos angulosos fallan en esfuerzos de cierre bajos, produciendo finos que reducen la conductividad de fractura. Las normas API recomiendan un límite para la arena. En ambos parámetros es de 0.6. La densidad del apuntalante influye en su transporte, porque el ritmo de colocación aumenta linealmente con la densidad. Así, apuntalantes de alta densidad son más difíciles de suspender en el fluido fracturante y transportarlos a la fractura. Esto puede mejorarse utilizando fluidos altamente viscosos o incrementando el gasto de inyección para reducir el tiempo de tratamiento y el tiempo de suspensión. La Tabla 4 presenta los apuntalantes más comúnmente utilizados en México y algunas de sus características. Apuntalante 20 /40 6000

Arena Otawa AcFrac PR

) 5500 e i p 5000 D m4500 (

Carbolite Carbo Prop HC Interprop “I” Interprop Plus Dura-prop

A 4000 R U T 3500 C A R F 3000 E D 2500 D A D I 2000 V I T 1500 C U D 1000 N O C 500

Super-prop

0 0

2000 4000

6000

8000

10000

12000

14000 16000

ESFUERZO DE CIERRE (psi)

Figura 5. Conductividad de fractura para diferentes apuntalantes

6.1. Control de calidad de fluidos fracturantes y apuntalantes El control de calidad a los fluidos debe realizarse antes, durante y después del fracturamiento hidráulico. Es de suma


importancia para tener una mejor certidumbre del desarrollo de la operación, ya que permite certificar la calidad del apuntalante, del agua de fractura, los materiales y los aditivos utilizados. Con base en los resultados de las pruebas puede sugerirse utilizar un fluido con menos carga polimérica o con más rompedor del recomendado. De acuerdo con la temperatura, se revisa que el agua cumpla con las características requeridas para la operación, sin bacterias o exceso de fierro que pueda causar daño al yacimiento.

7. METODOLOGÍA DE DISEÑO 7.1. Fundamentos Existen dos razones por las cuales se realiza un tratamiento de fractura en un pozo: para incrementar su producción o su inyectividad. Si el tratamiento se realiza en un pozo productor, asumiendo que contenga hidrocarburos para producir y que la presión sea suficiente en el yacimiento, el tratamiento de fractura, por lo general, incrementa la producción, lo que da como resultado un retorno más rápido de la inversión, ya que las reservas son recuperadas en período de tiempo más corto. El diseño de un tratamiento involucra un proceso de optimización que permite balancear la predicción del incremento de producción con su costo asociado. El costo del trabajo depende del tipo y volumen de fluidos de fractura, del uso de agentes gelatinizantes y del control de pérdida de filtrado, tipo y cantidad de agente sustentante y nivel de potencia requerida. Cada fracturamiento requiere diferentes diseños hasta obtener la mejor propuesta a sus objetivos. Para la realización de un trabajo de fracturamiento, debe contarse con una 19


cantidad de información previa y con una serie de herramientas como:  











 

Registros eléctricos. Análisis pre y postfractura de pozos vecinos. Estudios de laboratorio sobre propiedades de la formación Características del fluido de fractura y del apuntalante. Resultados del análisis de la presión transitoria del yacimiento para estimar su permeabilidad y daño. Simuladores del comportamiento de la producción del yacimiento. Modelos para el diseño de fracturas hidráulicas. Análisis de pruebas micro y minifrac. Análisis postfractura de pozos vecinos.

7.2. Consideraciones de diseño El diseño de un trabajo de fracturamiento es exclusivo para un determinado pozo y no debe ser aplicado a otro, pues el éxito logrado en el primero muy probablemente no se repetirá en el segundo. Se requiere de un conocimiento detallado de la geología del yacimiento específico, su mecanismo de producción y características de los fluidos de yacimiento. El análisis petrográfico de la roca de yacimiento es un factor clave de

éxito, por lo que deben considerarse los siguientes parámetros de diseño: Litología y mineralogía de la formación.

Analizar los valores de porosidad y permeabilidad para determinar la conductividad y longitud de fractura. Así mismo, la resistencia de la roca gobierna el espesor de fractura y el tipo y procedimiento de colocación del agente sustentante. Geometría de la fractura. El módulo de

Young está relacionado con el ancho de fractura y con la posibilidad de obtención de fracturas altamente conductivas. La relación de Poisson está ligada al esfuerzo horizontal actuante sobre la roca y al gradiente de fractura. Los esfuerzos horizontales en los estratos limitantes se relacionan con la posibilidad de que la fractura se extienda por encima o por debajo de la zona de interés. Una zona con un esfuerzo horizontal pequeño y baja relación de Poisson, probablemente no servirá como barrera efectiva para la extensión de la fractura, mientras que una zona con alta relación de Poisson confinará la fractura. Fluidos y energía del yacimiento. La

viscosidad del crudo, su tendencia a formar emulsiones, el contenido de asfaltenos y las características de

TIPO DE ARENA

RESISTENCIA (PSI)

MALLA

NOMBRE COMERCIAL

Cuarcitica Sintética

Hasta 4000 Hasta 8000

20/40; 16/30; 12/20 20/40; 12/20

OTAWA, UNIMIN, VOCA ECONOPROP, VALUEPROP

Sintética Sintética

Hasta 10000 Hasta 12000

20/40; 16/20 20/40; 16/30

Sintética

Hasta 14000

20/40

Cuarcítica curable cubierta con resina Cuarcítica curable cubierta con resina

Hasta 5000

20/40; 16/30

Hasta 6000

20/40; 16/30

Sintética curable cubierta con resina Sintética curable cubierta con resina Sintética curable cubierta con resina

Hasta 10000

20/40

NAPLITE, CARBOLITE CARBOPROP, INTERPROP CARBOHSP, SINTERED BAUXITE SUPER LC, ACFRAC SB EXCEL SUPER DC, ACFRAC SB PRIME MAGNAPROP, CERAMEX E

Hasta 12000

20/40

DAYNAPROP, CERAMEX I

Hasta 14000

20/40

HYPERPROP, CERAMEX P

Tabla 4.- Apuntalantes de mayor uso comercial en Mexico Gerencia de Ingeniería

20


formación de parafinas deben considerarse en la selección y modificación del fluido de fractura. Debe tenerse conocimiento sobre la presión de yacimiento, ya que es la responsable de la expulsión del fluido de fractura después de terminado el tratamiento. Configuración física del pozo. Los pozos

a los que se les vaya a hacer un trabajo de fracturamiento deben contar con ciertas características en su terminación y sistema de conexiones, que deben ser previstas con anticipación y tomadas en cuenta para que permita la ejecución del trabajo con seguridad y el retorno del pozo a producción después del tratamiento. Si se va a hacer un trabajo de fracturamiento a un pozo ya existente o un pozo viejo, deberá modificarse de acuerdo con las limitaciones impuestas por las condiciones de terminación de dicho pozo. 7.2.1. Procedimiento para optimizar económicamente el diseño de la fractura Lo medular en el diseño de un tratamiento de fractura es optimizar el gasto de producción y la recuperación de la reserva de un pozo para maximizar su rentabilidad. El procedimiento de optimización requiere métodos para determinar la geometría del agujero y producción de la fractura apuntalada, que pueden estar en forma de monograma, soluciones analíticas, modelos para la geometría de la fractura en 2 ó 3 dimensiones, cálculos del índice de productividad (IP), tipos de curvas, modelos analíticos o numéricos para simulación de la producción. La precisión de la optimización depende de lo sofisticado del modelo y la exactitud de los parámetros incluidos. Obviamente, el software de diseño maneja estos parámetros. Un procedimiento básico para la optimización económica es como sigue:


1. Selección del sistema de fluidos aplicable a la formación. 2. Selección del apuntalante basándose en su resistencia y conductividad. 3. Determinación del volumen a bombear y la programación de inyección de material sustentante. El gasto de inyección y el volumen de apuntalante se utilizan para la programación del transporte, en la cual se modela el efecto de la adición de sustentante en su penetración y concentración a lo largo de la fractura. 4. Determinación del máximo gasto de bombeo permitido, basándose en la limitante de presión de los cabezales y tuberías. El gasto de inyección óptima es un balance entre la reducción de la pérdida de fluido y el incremento del caballaje hidráulico cuando el gasto se incrementa. Deberá ser considerada la degradación de algunos fluidos fracturantes en el diseño. 5. Selección de un modelo apropiado de la propagación de la fractura y conductividad (ejemplo 3D y P3D) para las características de la formación y comportamiento de la presión sobre la base del esfuerzo in situ, prueba de laboratorio, tratamientos de calibración y análisis de registros. Los software actuales (por ejemplo: simulador Mfrac III Institucional) permiten relacionar la productividad antes y después de la fractura, y pueden utilizarse para comparar el comportamiento de varias longitudes y conductividad de fractura. 6. Determinación de la entrada de datos requeridos para el modelo geométrico seleccionado. 7. Determinación de la penetración y conductividad de la fractura para una selección del tamaño del tratamiento y concentración del apuntalante por medio de un simulador . Los simuladores 21


permiten realizar combinaciones de las variables a ser consideradas, y comparar el efecto de varias variables para obtener un diseño óptimo ante una determinada situación. Esto último generalmente se hace a través del cálculo del valor presente neto (VPN), comparando las ganancias de la producción predicha con los costos del tratamiento. El análisis de una prueba minifrac, realizada justo antes del trabajo de fractura, puede ayudar a determinar los valores de pérdida de filtrado para los fluidos reales a utilizar. 8. Determinación del gasto de producción y recuperación acumulada en un determinado período seleccionado para una penetración de apuntalante y su correspondiente conductividad. 9. Cálculo del valor presente de los ingresos netos de la producción basada en un gasto discontinuo (por ejemplo: la suma del valor presente para cada año del período seleccionado).

o con otros modelos de la geometría. El número de iteraciones dependerá de la exactitud requerida y la exactitud de los parámetros de entrada para determinar los límites. Un número de modelos económicos combinan la geometría y los tipos de yacimientos para hacer estudios detallados en una cantidad de tiempo razonable. 7.2.2. Selección de las variables de diseño Cuando se diseña un trabajo de fracturamiento hidráulico pueden variar diversos parámetros. Típicamente, el volumen bombeado será especificado como parte del diseño y el gasto de inyección es usualmente predeterminado. El tipo de sustentante y su programación de uso también deberán ser especificados, por lo que se deben considerar las siguientes variables:  

10. Cálculo del costo total del tratamiento, incluyendo los costos asociados con los fluidos, apuntalante y caballaje hidráulico.

   

11. Cálculo del VPN para la fractura, pero sustrayendo el costo del tratamiento del ingreso neto descontado del pozo (paso 9 menos paso 8).

   

Base del fluido Viscosidad del fluido Propiedades de pérdida de filtrado Fricción en la tubería Volumen de fluido Gasto de inyección Tipo de sustentante Concentración del sustentante Propiedades físicas de la formación Temperatura del fluido en la fractura

12. Repetición del ciclo del proceso computacional hasta que el VPN decrece o se llega a la máxima longitud.

Las limitaciones de la mayoría de los factores presentados están relacionadas con el ancho de fractura.

13. Construcción de curvas mostrando el VPN de la fractura con otros criterios económicos apropiados contra la penetración de la fractura. La producción acumulada para una longitud específica estará aún aumentando.

A continuación se indican los pasos que ayudarán en la selección del fluido, gasto de inyección, sustentante y cédula de bombeo.

El ciclo se puede repetir para otros materiales o condiciones, tales como concentraciones de los líquidos y aditivos, gastos de la inyección, tipos de apuntalantes y concentraciones máximas

Existe una amplia gama de fluidos de fractura para responder a la gran variedad de condiciones de un pozo. Estos fluidos han sido diseñados para diferentes niveles de pH, amplias


7.2.3. Selección de un fluido de fractura

22


variaciones de temperatura y, en fin, para las características prevalecientes de un proceso de fracturamiento. Las propiedades más importantes que debe tener un fluido de fractura fueron comentadas en la sección cinco. Cuando se selecciona el fluido de fractura se deben considerar tres elementos: disponibilidad, costo y calidad técnica.

cierre. Los mecanismos que controlan la pérdida de fluido se discutieron en la sección 5. Hay un cierto grado de dependencia de la permeabilidad de la formación, pero el control de pérdida de líquido para casi cualquier sistema de fluido que fractura puede ser mejorado usando los aditivos adecuados. 7.2.4. Selección del apuntalante

Temperatura de fondo del pozo. Es la

consideración más importante en la selección del fluido. Se relaciona con el tiempo de bombeo, la pérdida por filtrado y la limpieza de la formación, una vez extraído el fluido. Debido a la fuerte dependencia de la estabilidad del fluido con la temperatura, si el fluido no mantiene la viscosidad a la temperatura de fondo del pozo, se da una fuerte pérdida de fluido por filtrado a la formación y la posibilidad de que se produzca un arenamiento, por la incapacidad de suspensión del agente transportador, con lo cual no podría ser arrastrado al interior de la fractura, taponando el pozo. Capacidad de transporte del sustentante.

En la selección de un fluido de fractura, se debe evaluar la capacidad de suspensión del fluido a la temperatura de fondo de pozo para garantizar el transporte del apuntalante al interior de la fractura y reducir la posibilidad de arenamiento. Se puede decir que la selección técnica del fluido de fractura estará basada en la compatibilidad con los fluidos y propiedades de la roca del pozo, en la capacidad del fluido para trasmitir la presión hidráulica dentro de la fractura, extender la fractura dentro de la formación, crear suficiente anchura de la fractura como para permitir la colocación del agente apuntalante dentro de la fractura, controlar su depositación y, finalmente, asegurar la limpieza del pozo después de la fractura. Pérdida de fluido. La pérdida de fluido

afecta el tiempo de la penetración y del Gerencia de Ingeniería

La consideración más importante para seleccionar el apuntalante es que optimice la permeabilidad o conductividad con la mejor relación costo / beneficio asociado. El apuntalante con la permeabilidad más alta no es siempre la opción óptima. Deben considerarse el volumen de apuntalante y el costo requerido para obtener una conductividad óptima o deseada. La Figura 6 es un diagrama del volumen relativo del apuntalante contra el esfuerzo de cierre para diversos tipos de sustentante (Elbel y Sookprasong, 1987). ) 3 t f d m / $ ( e t n a l a t n u p a l e d o v i t a l e r o t s o C

0.0025 0.0020

Arena café Arena Blanca del norte Arena cubierta con resina Bauxita ISP

0.0015 0.0010 0.0005 0 1000 3000 5000 7000 9000 11,000 13,000 15,000 Esfuerzo de cierre (psi)

Figura 6. Volumen relativo del apuntalante contra el esfuerzo de cierre para diversos tipos de apuntalante.

El volumen relativo de apuntalante ( vrp ) en lbm/md-ft3 refleja la cantidad de apuntalante requerido para alcanzar una conductividad específica: V rp = ρ p (1 − ϕ p ) / k f

(10)

23


A medida que el esfuerzo se incrementa, el volumen relativo de apuntalante ( V rp ) también aumenta; esto, por el bajo esfuerzo del apuntalante debido a la pérdida de permeabilidad y porosidad. El producto de ( V rp ) y el costo de cada apuntalante graficado contra el esfuerzo de cierre (Figura 7) refleja la rentabilidad para alcanzar la conductividad deseada.

Cuanto mayor es la longitud apuntalada de la fractura y mayor es el volumen de apuntalante, mayor es la producción, salvo limitantes por factores como el diámetro de la tubería de producción, el límite de conductividad realizable en la fractura, el crecimiento de la altura de la fractura y el radio de drene del pozo.

2,300,000

Se utilizan en los límites de las prácticas de uso del apuntalante en lbm/ft 2 del área que se desea apuntalar (es decir, 1 a 3 lbm/ft2) y las concentraciones máximas utilizadas para alcanzar las amplitudes de la fractura deseada, generalmente 16 libras/gal (ppg) para los yacimientos de baja permeabilidad.

2,100,000 ) $ (

P V N o ñ a n U

Arena 10 ppg ISP 10 ppg Arena 14 ppg ISP 14 ppg Arena 16 ppg ISP 16 ppg

1,900,000

1,700,000

1,500,000

1,300,000

1,100,000 100

300

500

700 700

900 900

Penetración del apuntalante (ft)

o v i t a l e r

0.0025

e 0.0020 t n ) 3 a t l a f t d n 0.0015 u / m p a m l b 0.0010 e l ( d n e 0.0005 m u l o V 0

Arena ca fé Arena Bla nca del no rte Arena cu bierta con resina Bauxita ISP

1000 3000 5000 700 0 9000 11,000 13,000 15,000 Esfuerzo de cierre (psi)

Figura 7. Costo relativo del apuntalante vs esfuerzo de cierre .

7.2.5. Selección del tamaño del tratamiento Si se considera que el fluido del tratamiento y gasto de inyección fueron seleccionados considerando su capacidad para el transporte del apuntalante, pérdida de filtrado, caballaje hidráulico y límite de presión, las otras consideraciones principales del diseño son: El tamaño del tratamiento  Tipo de apuntalante  Cédula de bombeo.  Gerencia de Ingeniería

Figura 8. Valor presente neto vs penetración para varios tipos y concentraciones de apuntalante

Dentro de estos limitantes, el tamaño del tratamiento se debe basar idealmente en la penetración óptima de la fractura, determinada por las consideraciones económicas. Un diagrama de VPN contra la penetración apoyada se muestra en la Figura 8 para una ISP ( Pci ) y una concentración de arena de 10, 14 y 16 libras por galón (ppg). En la gráfica se puede observar que el menor VPN es para una concentración de arena de 10 ppg y la mayor rentabilidad a un año se alcanza entre 500 y 600 pies de penetración. La mayor permeabilidad lograda por concentración de apuntalante se alcanza con 16 ppg a 900 pies, se observa que el VPN aumentó en un 35%. Aunque el máximo VPN es obtenido para una penetración especifica, el querer una penetración adicional tendrá un costo mayor. 7.2.6. Selección del gasto de inyección

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Depende de un gran número de factores. Se deben considerar altos gastos de inyección para incrementar la eficiencia del tratamiento, como resultado de disminuir los tiempos de pérdida de fluido, incrementar el ancho y altura de la fractura, mejorar directamente la capacidad de transporte del apuntalante debido al incremento de la velocidad de la mezcla, evitando su caída, menos degradación de la viscosidad y reducir el tiempo de bombeo. Al aumentar la presión en la superficie también aumenta el caballaje hidráulico y, por consiguiente, el costo. Es difícil describir el efecto que tiene el gasto de inyección sobre la capacidad de colocar el agente apuntalante, hasta que se está realizando la fractura; ya que se puede presentar problemas de colocación del apuntalante en el pozo en la medida que el trabajo se va desarrollando. 7.2.7. Selección del modelo geométrico Un paso importante en el diseño de la fractura es simular su geometría y la colocación del apuntalante. La simulación permite al ingeniero de diseño: 





Asegurarse de que la adición del apuntalante no cause un arenamiento no deseado Determinar el fluido de tratamiento y volumen de apuntalante requerido. Asegurar que la concentración de apuntalante proporcione una adecuada conductividad.

Existe un gran número de simuladores (discutidos en la sección 4). Su operación se basa en una teoría de geometría de fractura, un modelo de pérdida de fluido, un modelo de viscosidad de fluido y un modelo de transporte del agente de sostén. Si se está en la posibilidad de elegir entre más de un simulador, seleccione aquél que tome en cuenta los factores de mayor importancia para el caso en particular que se esté tratando, y Gerencia de Ingeniería

limitarse a usar exclusivamente.

dicho

simulador

Es difícil predecir con precisión toda la información de entrada requerida por los simuladores. Cuando los resultados de campo varían significativamente con respecto de lo pronosticado por el simulador, lo más probable es que éste haya recibido información inadecuada. Otras veces los errores pueden ser que el simulador elegido utiliza modelos de carácter simplista. Asimismo, un sofisticado simulador tridimensional puede dar predicciones alejadas de la realidad debido a que se le introdujo mucha información supuesta. Por lo anterior, si existen diferencias significativas entre las predicciones del simulador y los resultados de campo, el primer paso es la validación de la información que se ha introducido al simulador. Si esto no produce resultados exitosos, debe intentarse con otro simulador. 7.3. Evaluación de la fractura durante la operación. La correcta evaluación del comportamiento de la fractura depende de varios parámetros. Dos de ellos son la presión neta p neta y la capacidad de presión de formación. La primera es la presión de fondo en el pozo a nivel de los disparos (Phidrostática + Pbombeo) menos la presión de cierre de fractura ( pci ), y está definida por la ecuación 10; mientras que la capacidad de presión de la formación nos indica el límite de presión al cual la fractura se mantiene confinada. (10)

p neta = p w − pci

Cuando la presión neta alcanza la capacidad de presión de la formación, la fractura pierde confinamiento. Los

25


factores que controlan el confinamiento de la fractura son: 1.

El contraste de esfuerzos entre los esfuerzos horizontales del yacimiento con los de las formaciones adyacentes. (propagación vertical de la fractura fuera de la formación)

2. La diferencia entre los esfuerzos horizontales con el esfuerzo vertical (sobrecarga) en el yacimiento. 3. Exceso del esfuerzo actuando en fracturas naturales, lo que ocasiona su apertura y consecuentemente alta pérdida de fluido.

esencialmente se está propagando longitudinalmente (obedece al modelo PKN). La tercera etapa se presenta cuando la presión neta se aproxima a la magnitud del esfuerzo mínimo de alguna de las barreras verticales.

) ° P C F P T H B ( g o L

Modelo III Modelo I

Modelo II Modelo IV

Log(Tiempo de la bombeo)

Aunque es deseable medir la p neta real en un fracturamiento, operacionalmente la mayoría de las veces no es posible. Por lo tanto, para estimar la presión neta, la presión superficial debe ajustarse por los efectos de pérdidas de presión por fricción y cambios en la presión hidrostática, por las variaciones de concentración de sustentante. Proceso de propagación de la fractura.

La interpretación de las pendientes en una gráfica logarítmica de presión neta p neta vs tiempo permiten evaluar el comportamiento de la fractura. La teoría que soporta este criterio de evaluación está fundamentada en análisis de flujo de fluidos en medios porosos, por lo que aquí sólo se presentan los criterios finales de análisis. La Figura 9 ilustra las tres etapas típicas que se presentan en la evolución de la geometría de la fractura. La primera etapa indica el desarrollo inicial de la fractura, donde ésta crece en forma irrestricta. Esta etapa es generalmente corta en tiempo y termina cuando la fractura queda verticalmente confinada por formaciones adyacentes competentes (superior e inferior). En esta etapa es aplicable el modelo KGD. Durante la segunda etapa, el incremento en presión indica que la fractura


Figura 9. Evolución geométrica de la fractura y presión durante el bombeo. Evaluación del comportamiento de la fractura a partir de gráficas log-log. La

Figura 10 ilustra los diferentes modos de propagación de fractura. El modo Ι , donde la pendiente se incrementa gradualmente, indica que la fractura está siendo contenida verticalmente (pendiente -1/8 a ¼-), por lo que la fractura se extiende longitudinalmente dentro del yacimiento. El Modo ΙΙ , a presión constante, pendiente cercana a cero, indica que la presión neta ya rebasó la capacidad de presión de la formación, lo que origina un crecimiento ineficiente de la fractura debido a alguno de los siguientes dos factores o ambos: crecimiento en altura de la fractura debido a que se rebasó el esfuerzo de confinamiento de una barrena vertical, o alta pérdida de fluido a través de las caras de la fractura. El modo ΙΙΙ , donde la pendiente es cercana a la unidad, indica que la fractura dejó de propagarse muy probablemente por excesiva pérdida de fluido. Esta etapa significa el arenamiento en el vértice de la fractura y es un indicativo de alerta de un potencial arenamiento en el

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pozo, ya que valores de la pendiente mayores a la unidad indican que, al dejar de crecer la fractura, no puede recibir más sustentante o bien que existe restricción en el flujo en la vecindad cercana a la pared del pozo. Debido a los altos gastos de inyección en una fractura, este cambio en la pendiente (de cercana a uno a valores mayores) puede presentarse en tan solo segundos, por lo que el modo ΙΙΙ debería ser interpretado por el ingeniero responsable de la operación como un modo de alerta. Finalmente, el modo ΙV , con pendiente negativa, indica un crecimiento irrestricto de la altura de la fractura con la consecuente pobre propagación longitudinal de la misma. Paso 1 Punto de Origen

es importante verificar los volúmenes para desplazar, haciendo preferible limpiar un tapón de arena a lavar la cara de la fractura.

Paso 1 Linea de Origen Pozo Modelo radial

Modelo KGD

Barrena

∆σ 1

Modelo PKN Etapa 2

o d n o o f z e o d p l n e ó i d s e r P

Etapa 3

pc = σ min

Gráfica lineal de presión Barrena 3

1 2

pc = σ Tiempo

)

Gráfica log de la presión neta

c

p − w

p

2

3

1

= t e n

p ( g o l

Log (Tiempo)

Figura 10. Presión de cierre de fractura determinada a partir de la prueba minifrac o declinación de presión.

7.4. Etapa de desplazamiento Es muy importante este punto, ya que se debe evitar un sobre desplazamiento que lave la cara de la fractura, perdiéndose conductividad; por lo que, en todo caso, Gerencia de Ingeniería

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APÉNDICE 1. Nomenclatura Pef = Presión para extender la fractura

(psi) Pci = Presión de cierre instantáneo o ISP (psi) Ph = Presión Hidrostática (psi) ρ = Densidad de fluido (lbs/gal) D = Profundidad (pies) de tratamiento en Ps = Presión Superficie ( psi) P frictp = Pérdidas por fricción en tp (psi) P fricP =Pérdidas

por fricción en los disparos (psi) P Hid = Potencia Hidráulica (HP) Q = Gasto de bombeo (Gal/min) σ = Esfuerzo axial unitario o normal de la roca (psi) ε = Deformación axial unitaria E = Módulo de Young de elasticidad (psi) υ = Relación de Poisson ε l = Expansión lateral de la roca ε a = Contracción longitudinal o axial de la roca cuando se somete a compresión. α = Constante de Biot σ ´ = Esfuerzo efectivo de la roca p = Presión de poro o de formación σ ´min = Esfuerzo efectivo mínimo en la pared del pozo

viscosidad del fluido L = Longitud de fractura ∆ P c = Caídas de presión por filtración entre la interfase del yacimiento y la parte lejana del mismo =

∆ p cercadelpo zo =

Caídas de presión en la vecindad del pozo ∆ p pf = Caídas de presión a través de los disparos de presión por ∆ ptort = Caídas tortuosidad ∆ p misalign = Caídas de presión debido a desalineamiento de los disparos Volumen relativo de apuntalante V rp = (lbm/md-ft3) ρ p = Densidad del apuntalante ϕ p

= Porosidad del apuntalante

k f =

Permeabilidad de fractura Pw = Presión de fondo en el pozo a nivel de los disparos (Phidrostática + Pbombeo)

dT = Variación de Temperatura σ t =

Pw =

σ v

=

σ H = σ h =

HF = C = KIC =

Resistencia a la tensión de la roca Presión de fondo en el pozo a nivel de los disparos (Phidrostática + Pbombeo) Esfuerzo vertical de la roca Esfuerzo horizontal de la roca Esfuerzo horizontal mínimo de la roca Altura de la fractura Pérdida de fluido Resistencia aparente de la fractura (toughness)


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APÉNDICE 2. Referencias Reservoir Stimulation in Petroleum Production

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46375463-07-FRACTURAMIENTOS-HIDRAULICOS

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