Descripción: Presentacion acerca de los metodos de fracturamiento hidráulico así como sus variables y aspectos mas importantes
Fracturamiento hidraulico descripcion caracteristicas fracturamiento hidraulico para contorl de arena Metodo no convencionalDescripción completa
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Descripción: Terminacion de pozos
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SE EXPLICA EL EFECTO DE LOS ACIDOS EN LA FORMACION MEDIANTE EL FRACTURAMIENTOFull description
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SE EXPLICA EL EFECTO DE LOS ACIDOS EN LA FORMACION MEDIANTE EL FRACTURAMIENTODescripción completa
Descripción: Fracturamiento Hidraulico en Yacimientos No Convencionales
INTRODUCCION
El fracturamiento hidráulico es comúnmente utilizado para mejorar el desempeño de pozos de aja permeailidad! "as fracturas creadas por este proceso de estimulaci#n son definidas normalmente en simulaci#n utilizando $rids no estructurales alrededor del plano de fractura% lo &ue incrementa el tiempo computacional deido a la complejidad de la malla! 'in emar$ emar$o% o% las fractu fracturas ras tami( tami(n n pueden pueden ser defini definidas das por su lon$itud% altura% permeailidad ) orientaci#n en el modelo de simulaci#n% ) pueden simularse mediante la modificaci#n del *ndice de producti+idad de los pozos ,I-. ) la transmisi+idad de las celdas ad)acentes% lo$rando el mismo resultado &ue con los $rids complejos! "a roca se somete a la presi#n de un fluido fracturante &ue are la frac fractu tura ra!! 'e mues muestr tra a la frac fractu tura ra ote oteni nida da ) la e+ol e+oluc uci# i#n n de la pres presi# i#n n fracturante en el tiempo! "ue$o se oser+a como la presi#n alcanza un +alor suficiente para romper la roca% el fluido puede ocupar un ma)or +olumen ) la altura de la colu column mna% a% ) por por tant tanto o la pres presi# i#n% n% decr decrec ece! e! Cuan Cuando do la pres presi# i#n n es lo suficientemente aja para no poder romper más la roca% el sistema entra en e&uilirio ) la simulaci#n se detiene! "a simulaci#n de una fractura hidráulica se hace con el prop#sito de determinar la rentailidad de la aplicaci#n de un tratamiento de estimulaci#n ) su comportamiento con el tiempo!
1
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 1.
DEFINICIÓN
El /racturamiento 0idráulico es un m(todo de estimulaci#n en rocas cons consol olid idad adas as dura duras% s% mu) mu) util utiliz izad ado o en pozo pozoss de petr petr#l #leo eo ) en pozo pozoss profundos! Este proceso consiste en omear un fluido en un pozo a una tasa de in)ecci#n &ue es demasiado alta para &ue la formaci#n la acepte en r($imen de fluj flujo o radi radial al!! 'e utili utiliza za poco poco en pozo pozoss de a$ua a$ua de pe&u pe&ueñ eña a ) mode modera rada da prof profun undi dida dad% d% por por ser ser al$o al$o complicado ) caro! 1demás% en estos casos e2iste el ries$o de producir fracturas +erticales &ue permiten el escape del a$ua in)ectada al e2terior% haciendo haciendo inútil la operaci#n! Como la resistencia al flujo en la formaci#n se incrementa% la presi#n en el pozo aumenta a +alores &ue e2ceden la presi#n de &uiere de la formaci#n produci(ndose produci(ndose as* la fractura! "a fractura de una roca se realiza perpendicular al m*nimo esfuerz esfuerzo o ) por lo tanto en la ma)or*a ma)or*a de pozos% pozos% esta fractura fractura es +ertical! 'i la tasa de omeo se mantiene a una tasa superior a la tasa de p(rd p(rdid ida a de flui fluido do en la frac fractu tura ra%% ento entonc nces es la fract fractur ura a pued puede e cont contin inua uar r propa$ándose ) creciendo!
2. OB OBJE JETI TIVO VOS S ♦
Incr In crem emen ento to de la ta tasa sa de fl fluj ujo o de pe petr tr#l #leo eo ) 3o $a $ass de )acimientos de aja ) alta permeailidad ,/racs and -ac4s.
2
♦
Incremento de la tasa de petr#leo )3o $as de pozos &ue han sido dañados
♦
Conectar fracturas naturales presentes en la formaci#n
♦
Disminuir el diferencial de presi#n ,dra5do5n. alrededor del pozo para minimizar la producci#n de arena
♦
Disminuir el diferencial de presi#n ,dra5do5n. alrededor del pozo para minimizar los prolemas con asfáltenos
♦
Incrementar el área de drenaje o la cantidad de formaci#n en contacto con el pozo
♦
Controlar la producci#n de escamas
♦
Conectar la producci#n de inter+alos lenticulares
♦
Disminuir la +elocidad de flujo en la matriz rocosa
♦
Disminuir el número de pozos necesarios para drenan un área
♦
Retardad el efecto de conificaci#n de a$ua!
3.
RESEÑA HISTÓRICA
El primer tratamiento de estimulaci#n por fracturamiento hidráulico fue omeado en 6789 en un pozo de $as operado por
-an 1merican
-etroleum Corporation en el campo 0u$oton% en el Condado de :rant% ;ansas! Desde entonces el fracturamiento hidráulico se ha con+ertido en un tratamiento estándar para estimular la producti+idad de los pozos de $as ) de petr#leo
4. 3
DESCRIPCIÓN DE LAS TÉCNICAS
Consiste en una mezcla de &u*micos especiales para otener un fluido apropiado ) as* poder omear la mezcla del fluido dentro de la zona a altas tasas ) presiones para acuñar ) e2tender la fractura! Inicialmente un fluido llamado <-ad= ,fluido de fracturamiento. es omardeado para la fractura inicial% la primera cantidad de fluido &ue entra en la fractura se encar$a de la creaci#n de la misma ) del control de la p(rdida de fluido dentro de la formaci#n% a lo lar$o de las superficies de la formaci#n creadas por la fractura% las cuales son paredes de la misma! "as fracturas se e2tienden o se propa$an a medida &ue se continúa omeando el fluido de tratamiento! "a fractura producida pro+eerá canales de alta conducti+idad desde el )acimiento hasta el fondo del pozo! 'e podr*a considerar &ue despu(s de fracturar un pozo% se ori$ina un camio de patr#n de flujo radial o lineal!
5.
EQUIPOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
"os e&uipos de fracturamiento actualmente usados son> ♦
E&uipos de almacenamiento de fluidos
♦
E&uipos
de
almacenamiento
de a$entes
sost(n!
4
♦
E&uipos mezcladores!
♦
E&uipos de omeo de alta presi#n!
♦
Centro de control!
♦
"*neas de superficie ) de distriuci#n
.
OPERACIONES
de
-ro$rama de omeo> 6!
-re?colch#n ,si aplica.% $elificado o no% puede utilizarse 0C"!>
/luido li$eramente $elificado o no $elificado &ue se omea antes del fluido de fracturamiento! En muchos casos se utiliza un pe&ueño +olumen de ácido clorh*drico para remo+er escamas o mejorar el estado de las perforaciones de cañoneo! 'i antes de comenzar el tratamiento% la tuer*a del pozo contiene fluido% (ste será omeado ) se considerará como un pre?colch#n! @!
Colch#n o pre?flujo% $elificado &ue se omea antes de a$re$ar
el a$ente de
sost(n> /luido $elificado ,+iscoso. &ue se omea antes
de a$re$ar el a$ente de soporte! Entre sus funciones están> :enerar una
♦
$rieta
de ancho
suficiente para
permitir en
♦
in$reso del a$ente de soporte 1s or e r las ma )ores p( rd id as por fi ltr ad o ) reducir as * las
♦
p(rdidas del fluido con a$ente de soporte! Aantener al a$ente de soporte alejado de la punta de la fractura para e+itar arenamiento en punta B!
Dosificaci#n
del
a$ente
de
sost(n%
concentraciones
escalonadas ) crecientes! 8!
/luido
acarreador%
lle+a
el
material
de
soporte
a
concentraciones crecientes! !
Desplazamiento% fluido limpio con la finalidad de desplazar la
mezcla fluido3
a$ente de sost(n &ue pueda &uedar en la tuer*a de
producci#n> 1l terminar el omeo de a$ente de relleno% se +uel+e a omear fluido limpio con la finalidad de desplazar la mezcla fluido3a$ente de soporte &ue pueda &uedar en la tuer*a de producci#n !
Controlar la producci#n de escamas!
9!
Conectar la producci#n de inter+alos lenticulares!
!
Disminuir la +elocidad de flujo en la matriz rocosa!
7!
Disminuir el número de pozos necesarios para drenan un área!
6F!
Retardad el efecto de conificaci#n de a$ua!
!. 5
BENEFICIOS DEL FRACTURAMIENTO
'e otiene al$unos eneficios como son> ♦ ♦ ♦ ♦
Disminuci#n del daño! 1um ento de la cond uc ti+ida d Aa)or área de flujo! Aejoramiento de la producci#n!
".
EVALUACION DURANTE EL FRACTURAMIENTO
El diseño del fracturamiento inclu)e la selecci#n de> los fluidos de fractura% el tipo ) tamaño de la $ente apuntalante% el e&uipo de omeo re&ueridoG ) la preparaci#n del pro$rama de omeo! Durante la operaci#n de fracturamiento% principalmente en el Aini/rac% se otienen los diferentes parámetros operati+os% as* como informaci#n cuantitati+a de las propiedades mecánicas de las rocas ) la propa$aci#n +ertical de la fractura! Tami(n se otienen indicaciones cualitati+as de la calidad de la roca reser+orio! "os nue+os sistemas &ue permiten el monitoreo ) análisis de la informaci#n en tiempo real% son de $ran a)uda para modificar% rediseñar o reconsiderar el fracturamiento! Durante las operaciones de fracturamiento% la atenci#n está centrada% casi completamente% en el se$uimiento de los parámetros operati+os% por lo &ue los análisis ) e+aluaciones se efectúan una +ez concluida la operaci#n! "a aplicaci#n de los sistemas de monitoreo ) análisis% &ue permiten la simulaci#n ) el rediseño del fracturamiento en tiempo real% está a)udando en la toma de decisiones! a.
PRE – FRAC
El ojeti+o de la e+aluaci#n -re? /races definir si el reser+orio es un uen candidato para ser fracturadoG esto implica determinar la factiilidad t(cnica ) econ#mica% diseñar la operaci#n del fracturamiento ) estalecer las ases de comparaci#n con los resultados! Es importante en este punto tener en cuenta el ojeti+o principal del fracturamiento% )a sea incrementar
6
producci#n% miti$ar prolemas de arenamiento o minimizar deposici#n de asfáltenos! b.
MINIFRAC
El Aini/rac es un fracturamiento pre+io de dia$n#stico ) e+aluaci#n% con un +olumen menor pero representati+o del tratamiento principal% es decir% al mismo caudal ) con el mismo fluido de fractura% aun&ue con mu) pe&ueña cantidad de a$ente apuntalante! El ojeti+o principal del Aini/rac es conocer las condiciones espec*ficas de fracturamiento de cada reser+orio en particular% determinando los parámetros operati+os como> presi#n de fractura% eficiencia del fluido fracturante% tortuosidad ) restricciones de la completaci#n% presi#n de cierre ) tiempo de cierre de la fractura! Estimar la altura de la fractura mediante el perfil de temperatura! Toda esta informaci#n permite rediseñar el fracturamiento principal ) reducir su incertidumre operati+a
El análisis de las presiones de omeo ) disipaci#n del Aini/rac permite hacer un estimado cualitati+o de la calidad del reser+orio &ue ha sido fracturado% )a &ue la eficiencia del fluido fracturante ) el tiempo de cierre de la fractura dependen de la permeailidad! 'e ha oser+ado &ue tiempos de cierre de @ a minutos están relacionados con permeailidades altas% mientras &ue tiempos superiores a BF minutos corresponden a permeailidades de fracciones de milidarc)! "a determinaci#n de la altura de la fractura se efectúa mediante el perfil de temperatura% el cual se corre con el pozo cerrado entre ) @F horas despu(s del Aini/rac
#.
DETERMINACIÓN $ TIPO DE DAÑO A LA
FORMACIÓN
7
El daño a la formaci#n es un fen#meno &ue causa una distorsi#n en el flujo lineal en direcci#n al pozo deido a restricciones en el tamaño de los poros de la roca% ocasionando una ca*da de presi#n e2tra en las inmediaciones del pozo! 7!6!
COA-ONENTE' DE" D1HO
"os tratamientos de estimulaci#n en la ma)or*a de los casos reducen el factor de daño% sin emar$o% el efecto total de daño in+olucra +arios factores% donde al$unos de ellos no pueden ser alterados% el daño total se representa por la si$uiente ecuaci#n> 't 'c J 1 J 'p J 'd J K% pseudodaño 'c J F es el daño por la terminaci#n parcial ) án$ulo de des+iaci#n% 'p es el daño por efectos del disparo ) 'd es el daño por in+asi#n de los fluidos!
7!@!
E/ECTO' DE" D1HO
Con la finalidad de e+aluar en forma te#rica ) cuantitati+a los efectos de los daños susceptiles de remo+erse a tra+(s del tratamiento de estimulaci#n% para conocer tal efecto% se dee considerar un )acimiento &ue no presenta nin$ún tipo de daño ,'F. para estimar el potencial natural del pozo! 'in emar$o% cuando se tiene un a$ujero re+estido ) disparado% el flujo dee con+er$er hacia las perforaciones de los disparos! "os efectos producidos por los disparos ori$inan un compactamiento de la formaci#n sufriendo alteraciones en sus caracter*sticas f*sicas% las cuales propician el inicio de los prolemas asociados con la restricci#n al flujo a tra+(s de las perforaciones% ) estas se +en incrementadas por los detritos de las pistolas% la tuer*a% el cemento ) la propia formaci#n!
8
Una +ez eliminada la restricciones causadas por los disparos% es con+eniente estimar cual ser*a el efecto de la producti+idad del pozo por la presencia del +erdadero daño a la formaci#n! -ara tal caso% es necesario determinar el comportamiento del flujo% otenido de la presi#n de pozo flu)ente ) el $asto de producci#n a esa presi#n! Esto se determina para las diferentes condiciones de permeailidad% tanto para la zona +ir$en ) la zona alterada o dañada!
7!B!
ORI:EN DE" D1HO
El daño a la formaci#n puede ser causado por procesos simples o complejos% presentándose en cual&uiera de las etapas de la +ida de un pozo! El proceso de la perforaci#n del pozo es el primer ) tal +ez el más importante ori$en del daño% el cual se a$ra+a con las operaciones de cementaci#n de tuer*as de re+estimiento% las operaciones de terminaci#n ) reparaci#n de pozos e incluso por las operaciones de estimulaci#n! "a fuente de daño la propicia el contacto e in+asi#n de materiales e2traños en la formaci#n! 1demás% durante el proceso natural de producci#n deido a las alteraciones de las caracter*sticas ori$inales de los fluidos o las de los minerales &ue constitu)en la roca! "os mecanismos &ue $oiernan el daño a una formaci#n pueden ser> ♦
Reducci#n de la permeailidad asoluta de la
formaci#n% ori$inada por un taponamiento del espacio poroso o fisuras naturales! Reducci#n de la permeailidad relati+a a los ♦ fluidos de la formaci#n% resultado de la alteraci#n en las saturaciones de los fluidos o del camio de la mojailidad! 9
♦
1umento de la +i scosidad de los fl ui dos del
)acimiento
dei do
a
la
formaci#n
de
emulsiones
o
alteraciones en sus propiedades!
7!8! "a
TI-O' DE D1HO
eficiencia
de
un
tratamiento
de
estimulaci#n
depende
principalmente de la caracterizaci#n ) remoci#n del daño &ue restrin$e la producci#n! Larios tipos de daño pueden e2istir durante las diferentes operaciones &ue se realicen en un pozo petrolero!
%.
D%&' (') *+,%-*+ /0 */'-
Este tipo de daño se ori$ina por el contacto de fluidos e2traños con la formaci#n ) el radio de in+asi#n depende del +olumen perdido% de la porosidad ) permeailidad de la formaci#n ) de su interacci#n con los fluidos contenidos en ella o con los componentes mineral#$icos de la roca! "a fuente principal de este tipo de daño es la perforaci#n misma% )a &ue el lodo forma un enjarre deido a la filtraci#n de fluidos a la formaci#n ) su penetraci#n depende del tipo de lodo% tiempo de e2posici#n ) la presi#n diferencial! Esta in+asi#n de fluidos $enera al$una di+ersidad del daño como>
D%&' (') %)*%- "a ma)or*a de las formaciones productoras contienen en ma)or o menor cantidad arcillas% siendo estos minerales potencialmente factores de daño por su alta sensiilidad a fluidos acuosos% lo &ue pro+oca su hinchamiento )3o mi$raci#n! "as arcillas presentes en la formaci#n pro+ienen por dos tipos de proceso% el primero se presenta de manera mecánica% la cual ocurren en el dep#sito simultaneo con los otros minerales &ue conforman la roca% ) el se$undo de manera &u*mica% en &ue estos minerales se forman en el espacio poroso como el resultado de precipitados o reacciones de otros minerales con el a$ua de formaci#n!
10
B'60' /0 %7% la in+asi#n de fluidos acuosos propicia &ue en la +ecindad del pozo se promue+a una alta saturaci#n de la misma% disminu)endo la permeailidad relati+a a los hidrocaruros! "o &ue pro+oca una área mojada por a$ua e incrementando la adsorci#n de esta a las paredes de los poros!
B'60 /0 %0*80 cual&uier fluido ase aceite &ue in+ada )acimientos de $as% especialmente en zonas de aja permeailidad% causaran reducciones en la permeailidad relati+a del $as!
B'60' (') 09-*'+0- > esto sucede cuando los fluidos de in+asi#n se intermezclan con los contenidos en la formaci#n! "os filtrados con alto p0 o ácidos pueden emulsificarse con aceites de formaci#n% estas emulsiones suelen tener alta +iscosidad!
C%9:*' /0 9';%:**/%/ un medio poroso se encuentra mojado por a$ua facilita el flujo de aceite% ) los fluidos de in+asi#n a la formaci#n tiene la tendencia de mojar la roca por aceite deido al uso de surfactantes cati#nicos o no i#nicos% lo cual repercute en una disminuci#n de la permeailidad relati+a al aceite!
:.
D%&' (') *+,%-*+ /0 -*/'-
Uno de los más comunes tipo de daño se dee al oturamiento del sistema poroso causado por los componentes s#lidos de los fluidos de perforaci#n% cementaci#n% terminaci#n% reparaci#n ) estimulaci#n! Estos s#lidos son forzados a tra+(s del espacio poroso de la roca% pro+ocando un oturamiento parcial o total al flujo de fluidos causando un daño se+ero en la permeailidad de la roca! Este daño en lo $eneral está limitado a unos cuantos cent*metros de la pared del pozo ) su penetraci#n depende principalmente del tamaño de las part*culas ) los poros!
11
Dependiendo del tamaño% comportamiento ) tipo de s#lidos% estos pueden remo+erse en contra flujo% sin emar$o muchas +eces no se alcanzan presiones diferenciales suficientes ) el daño puede ser más se+ero! 1dicionalmente las p(rdidas de +olúmenes considerales de fluidos de control% a tra+(s de fisura% ca+ernas o fracturas inducidas propician in+asi#n considerale de s#lidos a la formaci#n siempre son dif*ciles de remo+er!
.
D% &' %-' *% /' '+ % ()' /* +
"a producci#n de los pozos propicia camios de presi#n ) temperatura en o cerca de la +ecindad del pozo% pro+ocando un dese&uilirio de los fluidos de a$ua% aceite )3o $as% con la consecuente precipitaci#n ) deposito de s#lidos or$ánicos )3o inor$ánicos% $enerando oturamientos de los canales porosos ) por lo tanto% daño a la formaci#n! Otra fuente común de daño asociado con el flujo de los fluidos de la formaci#n es la mi$raci#n de los finos% presentándose $eneralmente en formaciones
poco consolidadas o mal cementadas% pro+ocando
oturamientos de los canales porosos! Otro tipo de daño es el lo&ueo de a$ua o $as por su canalizaci#n o conificaci#n% pro+ocando una reducci#n en la producci#n del aceite e incluso dejando de aportar el pozo!
7!!
EL1"U1CIMN DE" D1HO
Todo pozo a su inicio de su e2ploraci#n o durante la misma% se encuentra dañado en menor o ma)or $rado ) se hace imprescindile la 12
remoci#n del mismo para restituir las condiciones naturales de producci#n! Esta remoci#n puede resultar dif*cil ) costosa% por lo &ue el enfo&ue ásico dee ser su pre+enci#n o por lo menos su minimizaci#n! -ara lo$rar la remoci#n del daño es necesario a+aluarlo ) esto se puede realizar tomando en consideraci#n los si$uientes puntos>
R0,*-*+ /0 '(0)%*'+0- ()0,*%- % % %8% /0 ('<' 'e asa fundamentalmente en las condiciones en &ue se perforo la zona productora% teniendo rele+ancia el tipo ) caracter*sticas del fluido de perforaci#n% as* como sus p(rdidasG manifestaciones de los fluidos del )acimientoG análisis de la cementaci#n de tuer*a de re+estimiento% as* como de las operaciones susecuentes de reparaci#n% limpieza ) estimulaci#n!
A+=*-*- /0 '9(')8%9*0+8' /0 ()'/*+> esto desde la terminaci#n hasta las condiciones actuales% inclu)endo el análisis de las prueas de formaci#n ) producci#n! "o anterior se dee comparar con el comportamiento de los pozos +ecinos!
P)0:%- /0 %:')%8')*' "os estudios de laoratorio permitirán definir la mineralo$*a ) la distriuci#n de los minerales de la roca ) reproducir las condiciones de daño! -ara la determinaci#n del daño proale de la formaci#n ) del tipo de tratamiento para la remoci#n del mismo!
C%+8**%*+ /0 /%&' 'e hace con la finalidad de definir las condiciones del daño en la formaci#n ) perforaciones! -ara tal efecto dee tomarse en consideraci#n de datos de producci#n as* como de cur+as de +ariaci#n de presi#n ) del análisis nodal% herramientas con lo cual se podrá cuantificar el daño ) estimar el efecto de su remoci#n!
1>.
DISEÑO
DEL
FRACTURAMIENTO 'elecci#n de las Lariales de Diseño> 13
TRATAMIENTO
DE
'e dee e+aluar lo si$uiente> ♦
/luido de fracturamiento apropiado!
♦
1dec uada "on$itud 'opor tada!
♦
Espesor de la /ractura creada!
♦
Ran$o de la Tasa de in )ecci#n!
♦
Tipo% Tamaño )
Concentraci#n
del 1$ente de 'oporte! ♦
Introducir% cotejar ) ajustar todos los parámetros
&ue definen el diseño del tratamiento en un 'imulador
11.
FLUIDOS $ SOPORTANTES
Una ejecuci#n de fractura consiste de la in)ecci#n en diferentes etapas de distintos tipos de fluido% donde cada uno tiende a realizar su correspondiente comportamiento dentro de su rol espec*fico! a.
Fluido de Relleno (Pad)
Es el fluido fracturante &ue no tiene material sustentante en suspensi#n! 'u ojeti+o es iniciar ) propa$ar la fractura!
Durante la
propa$aci#n de la fractura% el fluido entra en la formaci#n productora% ) se tiene el fen#meno conocido como filtrado o
necesario para el proceso de filtrado es
proporcional a la ra*z cuadrada del tiempo de residencia dentro de la fractura! -or lo tanto% este tipo de fluido de relleno es el primero &ue se in)ecta en el tratamiento de un fracturamiento hidráulico ) actúa como un fluido de sacrificio% para posteriormente in)ectar la lechada con la &ue se acarreará el material soportante dentro de la fractura!
14
b.
Fluido con Agente de soporte en Suspensión o
ec!ada Despu(s de la in)ecci#n del fluido de relleno% se a$re$a al fluido fracturante material soportante% incrementando la concentraci#n del mismo hasta el final del tratamiento! "os +alores de concentraci#n del material soportante en suspensi#n dependen de la hailidad de transporte del mismo con el fluido )3o la capacidad de aceptaci#n del )acimiento ) la creaci#n de la fractura! En $eneral% e2cesi+a concentraci#n puede dificultar el transporte del material soportante! El &ue e2ista alto filtrado puede causar hetero$eneidades en el )acimiento% tales como fisuras naturales! "a creaci#n de la lon$itud de fractura hidráulica% difiere de la lon$itud soportada por el material% por&ue este no puede ser transportado a los puntos donde el ancho de fractura es menor a tres +eces el diámetro del soportante! 1&u* se deduce las caracter*sticas &ue deduce &ue las caracter*sticas &ue deen tener este a$ente de soporte son>
- Tamaño de los granos "os $ranos deen tener un diámetro uniforme deido a &ue un $rano mu) +ariado formara un empa&ue poco permeale!
- Redondez y esfer!dad Estas caracter*sticas son mu) importantes% )a &ue se ha comproado &ue mientras más redondo ) esf(ricos sean los $ranos% resistirán ma)ores esfuerzos!
- Ress"en!a del agen"e de so#or"e! "a fuerza &ue se ejerce sore el a$ente de soporte o sost(n una +ez &ue la fractura se asienta es denominada presi#n de cierre ,closure stress.! Entre los a$entes de soporte más usado tenemos> ? 15
"a arena
? ?
"as olas de +idrio au2ita sintetizado
c.
Fluido de i"pie#a
El /luido de "impieza ,flush.
tiene por ojeti+o desplazar la
suspensi#n desde el pozo hasta la punta de la fractura! Deerá cuidarse de &ue no e2ista un sore desplazamiento )a &ue podr*a presentarse un estran$ulamiento de la fractura% &ue ocasionará una disipaci#n de la presi#n de fracturamiento ) el consi$uiente cierre de la fractura!
$$.$. Progra"a del Material Soportante "a adici#n de material soportante tiene un punto de inicio ) sus concentraciones se las realiza a$re$ando soportante% &ue depende del tiempo ) de la eficiencia del fluido! $$.%. Anc!o de Fractura Creada. "a lon$itud% altura ) ancho de la fractura creada descrie la $eometr*a de fractura &ue controla la producci#n post tratamiento de un pozo! "a conducti+idad de fractura es simplemente el producto del ancho de la fractura por la permeailidad empa&uetada a$ente
soporte ) la
conducti+idad adimensional de la fractura
12.
DISEÑO DE TRATAMIENTOS DE FRACTURA
HIDRÁULICA -ara el diseño de una fractura hidráulica as* como tami(n de un tratamiento de simulaci#n de pozo se re&uieren seleccionar lo si$uiente>
16
♦
/luido fracturante ) aditi+os apropiados!
♦
El material soportante adecuado!
"a cantidad de estos fluidos ) materialesG as* como el modo en &ue se realiza la in)ecci#n de los mismos se refleja en la tasa de in)ecci#n ) en la presi#n de in)ecci#n% parámetros &ue están relacionados estrechamente entre s* para determinar el dimensionamiento de la fractura en la formaci#n $eol#$ica productora de crudo! Un criterio apropiado para la optimizaci#n del diseño es la producci#n con su correspondiente impacto econ#micoG de all* &ue se ten$a &ue ma2imizar los eneficios% de tal manera &ue se pruee una adecuada sore la in+ersi#n realizada en el tratamiento de fracturamiento hidráulico! Otros criterios &ue se deen considerar en la selecci#n del fluido fracturante son los si$uientes> ♦
Transportar
en
forma
#ptima
el
material
soportante% tanto en el sistema de tuer*as como dentro de la fractura! ♦
E+itar cual&uier empa&uetamiento del material
soportante &ue cause daño en la fractura! -ara ello% se deerá prestar atenci#n a la adecuada +iscosidad aparente del fluido! -or eso es &ue la ma)or *a de los fl uidos fracturante son de tipo No?Ne5toniano! -or otro lado% la selecci#n del material soportante se enfocará en ma2imizar el producto de la permeailidad del empa&uetamiento por el ancho de la fractura! Referentes a la tasa de in)ecci#n% se puede indicar &ue> ♦
1l ta s tas as de in)ecci#n de flui do fr ac tu ran te dan
como resultado altas
presiones netas ) por lo tanto la
posiilidad de fracturar formaciones ad)acentes o al menos% tener un ineficiente desarrollo de fractura!
17
♦
'i la altura es toleraleG entonces% una ma)or tasa
de in)ecci#n resultará en un menor tiempo de tratamiento% conclu)endo una eficiente propa$aci#n de fractura! -or lo &ue el f en #men o de f il tra do es pr opor ci onal a la r a*z cuadrada del tiempo de ejecuci#n de la fractura! "as consideraciones anteriores están afectadas por +arias +ariales &ue interrelacionadas entre ellas% permite otener un diseño #ptimo!
13.
PROPIEDADES DEL FLUIDO FRACTURANTE $
DE LOS ADITIVOS "as principales propiedades &ue deen caracterizar a un fluido fracturante son las si$uientes> 6! Compatiilidad con el material de la formaci#n! @! Compatiilidad con los fluidos de la formaci#n! B! Capacidad de suspender ) transportar el material soportante! 8! Capaz de desarrollar el ancho de la fractura necesaria para poder aceptar el material soportante! ! Eficiente% es decir tener ajas p(rdidas de fluido en la formaci#n! ! -oder remo+erlo fácilmente de la formaci#n 9! "o$rar &ue las p(rdidas de presi#n por fricci#n sean las más ajas posiles! ! -reparaci#n del fluido en el campo% fácil ) sencilla! 7! 'er estale para &ue pueda retener su +iscosidad durante el tratamiento! 6F! Costos ajos! Casi todas las propiedades deseales e indeseales del fluido fracturante% están relacionadas con su +iscosidad% lo cual es funci#n de la car$a de pol*meros primordialmente!
18
Uno de los pol*meros más utilizados en ases acuosas es el 0-: ,0idro2ipropil :uar. &ue pro+ee una +iscosidad adecuada para el fluido fracturante ) por ende al rol &ue este desempeña el tratamiento del fracturamiento hidráulico! "as concentraciones de pol*mero frecuentemente está dada en liras de pol*mero por cada 6FFF $alones de fluido ,l36FFF $al. ) su ran$o oscila entre @F a F l36FFF $al ) la más común es de 8F l! 36FFF $al! "a +iscosidad del fluido fracturante se de$rada con el incremento de la temperatura! "a ma)or de$radaci#n será e2perimentada por la primera parte del fluido de fractura in)ectado% deido a &ue e2perimentará la ma)or temperatura ) el menor ancho de fractura ,es decir% el ma)or corte.! Un fluido fracturante ideal es a&uel &ue tiene mu) aja +iscosidad en el momento &ue es in)ectado en el pozo% situaci#n &ue pro+oca una aja ca*da de presi#n por fricci#n en el sistema de tuer*asG ) tiene la +iscosidad re&uerida en el fondo del pozo% para transportar adecuadamente el material soportante dentro de la fractura!
14.
?U@A
PARA
LA
SELECCIÓN
DEL
FLUIDO
FRACTURANTE El fluido fracturante transmite la presi#n hidráulica de las omas a la formaci#n% crea la fractura ) acarrea el material soportante dentro de ella! "os fluidos &ue in+aden la formaci#n son posteriormente remo+idos o limpiados con la producci#n de hidrocaruros! "os factores &ue se deen considerar para la selecci#n del fluido fracturante inclu)en la disponiilidad% se$uridad% facilidad para mezclar ) usar caracter*sticas de +iscosidad% compatiilidad con la formaci#n% disponiilidad de limpieza ) el costo! "os fluidos fracturantes son clasificados en la si$uiente cate$or*a>
- $ase Ag%a& 19
'on los más utilizados en el tratamiento de pozos con fracturamiento hidráulico con más frecuenciaG cerca del 7F de los tratamientos de estimulaci#n se ejecutan ho) en d*a con fluidos ase acuosa! Tienen +entajas de ser fáciles de preparar en el campo ) poseen e2celentes propiedades de transporte de a$entes de sost(n ) control de filtrado!
- $ase A!e"e& 'e dee a &ue determinados tipos de $eles re&uieren este tipo de ase para preparar el fluido fracturante! 'e puede utilizar crudo o sus deri+ados ) condensados! "os fluidos ase aceites se utilizan en formaciones e2tremadamente sensiles al a$ua para reducir la hidrataci#n de la arcilla o la mi$raci#n de part*culas de la formaci#n!
- $ase Al!o'ol& En fracturamiento hidráulico% el alcohol reduce la tensi#n superficial del a$ua ) tiene un amplio uso como estailizador de temperatura!
? Em%lsones& En presencia de $eles reducen las p(rdidas por fricci#n!
- $ase es#%ma& Es una nue+a tecnolo$*a donde las urujas de $as pro+een alta +iscosidad ) una e2celente capacidad de transporte del material soportante!
15.
ADITIVOS QUI MICOS UTILIADOS CON LOS
FLUIDOS DE FRACTURAS &actericidas o &ió'idos Controla la contaminaci#n por acteria! "a ma)or*a de a$uas con las &ue se prepara los $eles fracturantes contienen 20
acterias &ue tienen su ori$en en la fuente o en el tan&ue de almacenamiento! "as acterias producen encimas &ue pueden destruir la +iscosidad mu) rápidamente! En amientes fa+orales las acterias lieran enzimas! "as enzimas de$radan el $el de azúcar% las acterias asoren el azúcar a tra+(s de las paredes de sus c(lulas! "as enzimas lieradas son mu) similares al rompedor de temperaturas ajas! "os actericidas más usados son> adocida soda c*ustica e !ipoclorito de sodio. &u++ers "os uffer preferidos son los &ue contienen ácidos or$ánicos ) el ojeto es pro+ocar hidrataci#n de los fluidos! Estabili#adores El o2*$eno lire ataca a los pol*meros ) como deer*a esperarse% esta reacci#n de de$radaci#n aumenta con el incremento de temperatura! 1diti+os tales como metanol es utilizado
para atrapar el
o2*$eno ) remo+erlo de la ruta de reacci#n! Aditi,os para el control de p-rdidas de +luido> "os fluidos &ue se utilizan tienen como rol el control de las p(rdidas de
la
satisfactoria ejecuci#n del fracturamiento hidráulico! Usualmente% en formaciones homo$(neas% la construcci#n de una costra en las paredes de la fractura es un medio adecuado para controlar el filtrado! Sur+actantes 'u rol es pre+enir las emulsiones% ajar la tensi#n superficial ) los camios de mojailidad! "a humectailidad en las caras de las fracturas ori$ina camios en la zona in+adidaG por ello &ue los surfactantes son a$re$ados para facilitar la limpieza post tratamiento! Roturadores (&reaers) El rol a desempeñar es reducir la +iscosidad al disminuir el tamaño del pol*meroG por consi$uiente tienen las tareas de limpiar residuos en el proceso de post?tratamiento ) en la producci#n! 21
1.
PRESIONES
DURANTE
EL
PROCESO
DE
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO. a.
M/NI0/RE/ 1E PRESI/NES.
El monitoreo de presiones en superficie o en el fondo del pozo pro+ee informaci#n mu) +álida para el dia$n#stico de la e2tensi#n de fracturamiento! El análisis detallado de presiones en conjunto con monitoreo re$ular de la in)ecci#n es considerado una potente t(cnica para caracterizar ) entender el proceso de fractura% permitiendo la temprana identificaci#n de ries$os ) de opciones de miti$aci#n! -erturar el amiente natural del susuelo mediante la in)ecci#n de una lechada camia las propiedades $eo?mecánicas de la formaci#n> -or una parte% la acumulaci#n $radual de s#lidos dentro de la fractura incrementa consideralemente el estado del los esfuerzos in?situ locales como consecuencia del +olumen total de fluido filtrado &ue incrementa la presi#n de poros ) consecuentemente la presi#n de la formaci#n% afectando la e+oluci#n del fracturamiento ) proalemente su orientaci#n local! b.
ME0/1//23A
Entender los mecanismos &ue afectan ) camian el proceso de fracturamiento en el susuelo ) sus consecuencias es el ojeti+o primordial del monitoreo continuo de presiones para miti$ar tempranamente ries$os ) permitir una operaci#n sin ma)ores contratiempos! El proceso comienza con una e+aluaci#n de todos los parámetros operacionales ) los e+entos re$istrados% tales como presiones de superficie o de fondo% tasa de in)ecci#n% propiedades de los fluidos in)ectados ) re+isi#n de acti+idades paralelas &ue puedan afectar las lecturas de la in)ecci#n! "as presiones de in)ecci#n son analizadas detalladamente para +erificar el comportamiento estimado de la fractura! Cuando las acti+idades 22
se
desarrollan
normalmente
)
sin
ma)ores
contratiempos%
los
procedimientos operati+os se mantienen ) se continúa con la oser+aci#n del comportamiento del pozo hasta el final de las operaciones! "a identificaci#n de al$una anomal*a en la operaci#n conlle+a al análisis detallado de las causas ) se estalece un proceso de miti$aci#n de ries$o inmediato para poder continuar con las operaciones! Es importante oser+ar acti+idades simultáneas con la in)ecci#n de cortes pues estas pueden afectar las mediciones!
c.
CA31A 1E P RESI4N P /R FRICCI4N 1 5RAN0E
&/M&E/ "as propiedades reol#$icas de los fluidos de fractura son particularmente útiles para el cálculo de la ca*da de presi#n por fricci#n! Esto es necesario no solo para el cálculo de la presi#n de tratamiento% es especialmente necesario para la anticipaci#n de la presi#n ,neta. en la propa$aci#n de la fractura en el pozo% en +ista de &ue las mediciones son usualmente inciertas! "os medidores de presi#n del pozo no pueden ser utilizados a menos &ue sean instalados permanentemente ) aislados de la suspensi#n &ue transporta% ellos medirán la presi#n indirectamente como en el anular! "a medici#n de tiempo real o e2trapolaci#n de la presi#n neta es una herramienta poderosa para la detecci#n de la morfolo$*a de la fractura creada!
d.
AN6ISIS 1E CA3 1A 1E PRESI4N
Uno de los m(todos más confiales para estimar la presi#n de cierre o el esfuerzo m*nimo promedio a lo lar$o de la fractura es analizando la ca*da de presi#n despu(s de la in)ecci#n! Este estudio se lo$ra con la utilizaci#n de la cur+a especializada llamada funci#n P:P con su primera ) se$unda deri+ada durante el cierre de la in)ecci#n hasta la presi#n de cierre% 23
siendo un m(todo análo$o a la $ráfica de 0orner utilizada en el análisis de prueas de pozo! ajo al$unas condiciones no ideales% la utilizaci#n de este m(todo puede estimar coeficientes de filtraci#n ) eficiencia del fluido con +alores optimistas% es por esto &ue se han incluido modificaciones para aarcar factores tales como compresiilidad del fluido% efecto t(rmico% poro? elasticidad ) $eometr*a de la fractura durante el cierre! 1dicionalmente% la forma de la ca*da de presi#n despu(s del cierre puede utilizarse para identificar la $eometr*a de la fractura durante el cierre!