Fracturamientohidraulicotema5-120530144458-phpapp01

Mejora la producción.

Desarrolla reservas adicionales.

Sobrepasa zonas altamente
dañadas.

Reduce la deposición de asfáltenos.

Controla la producción de escamas.

Conecta sistemas de fracturas
naturales.

Asegura la producción de intervalos con arcillas laminares.

Conecta formaciones lenticulares.

Disminuye la velocidad de flujo en la matriz rocosa.

Incrementa el área efectiva de drenaje de un pozo.

Disminuye el numero de pozos necesarios para drenar un área.

Reduce la necesidad de perforar pozos horizontales.

Retarda el efecto de conificación del agua

DATOS DEL POZO

Integridad del revestidor y del Cemento

Intervalos abiertos a Producción

Profundidad

Registros disponibles

Configuración mecánica

Características del Cañoneo

Trabajos anteriores en el pozo y en pozos vecinos

GEOMETRÍA DE LA FRACTURA

Esfuerzo mínimo en sitio.

Relación de Poisson

Módulo de Young

Presión de Poro (yacimiento)

Factores en el sistema roca fluido

Fluido de inyección y fluido a producir

Compatibilidad de los fluidos

Humectabilidad

Gravedad API

Composición del Agua

Profundidad

Gradiente de Fractura (variación pe la presión de fractura con la profundidad y tasa de inyección)

Porosidad

Saturaciones

Permeabilidad

Presión de Yacimiento

Contactos Gas-Petróleo y Petróleo-Agua

Litología

Mineralogía

Espesor

Temperatura

PRESION NETA
Es una variable que nos ayuda a determinar la geometría de la
fractura durante la operación.

pnet = pfracture - pclosure

pnet = psurface gauge +phydrostatic - pfrictiontotal - pclosure

pfrictiontotal= pfriction pipe+pfrictionperforations+ pnwb
PERDIDAS DE PRESION POR FRICCION
Las perdidas de presión por fricción en los tubulares es usualmente determinada de cartas obtenidas en pruebas de
laboratorio.

Las perdidas de presión por fricción en los punzados es
usualmente determinada de cartas obtenidas en pruebas de
laboratorio.

La presión de tratamiento en fondo (BHTP) es igual a la presión de tratamiento en superficie "+" la presión hidrostática " –" las perdidas de fricción totales.
BHTP = STP + Ph - Pf
RESUMEN DE LAS FORMULAS
STP = BHFP - Ph + Pf
Pf = Pfpipe + Pfperfs + Pfnwb
BHFP = ISIP + Ph
BHFP = Frac Gradient X Depth
BHFP = STP + Ph - Pfpipe - Pfperf- Pfnwb

STP = Presion de tratamiento Superficie
BHFP = Presion de Fractura en el Pozo
Ph = Presion Hidrostatica
Pfpipe = Perdidas en los Tubulares
Pfperf = Presion por Friccion en los punzados
Pfnwb = Perdidas de Presion cerca del Pozo
ISIP = presión instantanea al cierre
Gradientes de Fractura
0 - 4,000 ft 0.90 psi/ft
4,000 - 6,000 ft 0.80 psi/ft
6,000 - Deeper 0.70 psi/ft

PROCESO DE FRACTURAMIENTO HIGRÁULICO
PRESION
TIPO DE FLUIDO
(bombeo)
Aplica presión mayor a la P de fractura de la roca.
Continúa aplicando presión para extender la fractura.
Precolchón (salmuera o gelatina lineal)
Colchón de gelatina
bombeo del tratamiento
CONTROL DE LA OPERACIÓN
Presión
Gasto
Dosificación del apuntalante
Dosificación de aditivos
Condiciones del fluido fracturante

Presión de ruptura.
Presión de bombeo
Presión de cierre instantánea

La presión hidrostática (psi) es igual a un factor de conversión (0,052) multiplicado por la profundidad vertical (LF / en ft) y multiplicado por la densidad de fluido (en lb/gal).

PH = Densidad del Fluido lb/gal. X Profundidad vertical X 0.052
PRESION DE ESTIMULACION: Presión de Fractura
La presión de fractura en fondo ( BHFP) es igual a la presión de tratamiento en superficie (STP) "+" la presión hidrostática (Ph) "-"menos la caída de fricción total (Pf)
BHFP = Presion de Tratamiento en Superficie + Presion hidrostatica – Caida de la Friccion total
La caída de presión total es igual a las perdidas en las tuberias
(Pfpipe) "+" perdidas de fricción en los punzados (Pfperf) " + " las perdidas de fricción cerca del pozo (near-wellbore friction /Pfnwb)
Pf= Perdidas Tubulares + Perdidas de friccion en los punzados + Perdidas de friccion cerca del pozo
La presión de fractura en fondo de pozo (BHFP) es igual al gradiente de fractura por la profundidad.

BHFP = Gradiente de fractura X Profundidad

BHFP es igual a la presión instantanea al cierre (ISIP) en la superficie + la presión hidrostática (Ph) en la cara de la formación.

BHFP = Presion instantanea al cierre + Presion hidrostatica
MODELOS GEOMETRICOS
Modelos 2-d

Son aproximaciones analiticas que suponen altura constante y conocida.
Para longitudes de fractura mucho mayores que la altura modelo (Perkins & Kern) PKN
Para longitudes mucho mayores a la altura modelo KGD
Modelo radial 2xf=hf. Crecen tanto altura como longitud.
MODELOS GEOMETRICOS
MODELOS 3-D
Los modelos 3D solventan las limitaciones impuestas en el desarrollo de los modelos de dos dimensiones.
Un modelos 3D completo es complejo por que requiere de una cantidad significativa de datos para justificar su uso y un analisis mucho mas detallado.
Existen modelos KGD y PKN
HIDRÁULICA DEL FRACTURAMIENTO
Para hablar acerca de la hidraulica del fracturamiento debemos introducir algunos terminos relacionados con la mecanica de esfuerzos:

Modulo de elasticidad de young: es un tipo de constante elastica que relaciona una medida relacionada con la tensión y una medida relacionada con la deformación.
El coeficiente de Poisson: corresponde a la razón entre la elongación longitudinal y a la deformación transversal en un ensayo de tracción. Alternativamente el coeficiente de Poisson puede calcularse a partir de los módulos de elasticidad longitudinal y transversal.
Deformación y esfuerzos: La roca al someterse a una carga se deformará cumpliendo la ecuación de elasticidad: W=EI
W=esfuerzo
E = Módulo de elasticidad de Young
I= deformación
Los esfuerzos en una dirección generan
deformaciones en otras direcciones
FACTORES QUE LO INFLUENCIA
Presiones de Estimulación
Cálculos de fricción
– Fricción en los tubulares
– Fricción en los punzados
– Tortuosidad (FNWB)
– Fricción del fluido de fractura viajando a través de la misma ( Far-Field)
Entrada limitada
– Número de perforaciones
– Tamaño de las perforaciones
– Caudal de Inyección
PRESIONES DE ESTIMULACIÓN
FRICCION EN TUBULARES

Regímenes de Flujo
– Flujo Tapón
– Flujo Laminar
– Flujo Turbulento
– Flujo transicional
Número de Reynolds
Número de fricción de Fanning

NÚMERO DE REYNOLDS
Número de Reynolds - Fluidos Newtonianos

Donde:
Q =Caudal, bpm
ρ= densidad, lb/gal
d= diámetro interno de la tubería, inch
μ= viscosidad, centipoise (cp)

NR <2000 flujo laminar, NR >4000 flujo turbulento.

NÚMERO DE REYNOLDS
FRICCION EN PERFORADOS

Q = caudal, lpm
D = densidad del fluido, lb / gal
C = coeficiente de descarga de perforación
H = diámetro de la perforación, pulgadas
Pfperf = presión por fricción de perforación, psi

TORTUOSIDAD
Definida como la restricción en las cercanias del pozo para iniciar y orientar la fractura.
FAR FIELD FRICCTION
Definida como la fricción del fluido mientras viaja a lo largo de la fractura
PRESION DE CIERRE
Definida como la presión a la cuál la fractura se cierra
Cabe destacar que no es:
– Presión de cierre instantaneo (ISIP)
– Esfuerzo mínimo horizontal (hmin)
– Menor esfuerzo principal (min)
– Gradiente de Fractura
– Presión de Propagación de la fractura
Es usualmente obtenida del análisis de la declinación de presión durante el minifrac.
Una vez que se conoce la presión de cierre, esta puede ser usada para determinar el tiempo de cierre el cual es usado para determinar la eficiencia del fluido.
La presión de cierre es requerida para definir la presión neta durante la inyección del tratamiento principal.
Ecuación Modificada de Cramer
Compensa por efectos de la erosión de la perforación

"K" es conocida como "coeficiente de descarga" esta basado en los efectos del tunel de la perforación. Los valores varían entre 0.6 al inicio del tratamiento hasta 0.9 al final del mismo.

Q = caudal, lpm
D = densidad del fluido, lb / gal
C = coeficiente de descarga de perforación
H = diámetro de la perforación, pulgadas
FRICCIÓN EN PERFORADOS

Rate = caudal en BPM
Perf = perdida por fricción psi
ID= diámetro interno en pulgadas

Es una constante que concentra una variable conocida como coeficiente de descarga la cuál esta basada en los efectos del túnel perforado.
FACTOR DE FRICCION FANNING: FLUIDOS NEWTONIANOS
FRICCIÓN EN TUBULARES
Fluidos Newtonianos

Pf = Fricción en Tubulares, psi
L = Longitud del tubular, feet
ρ = Densidad, lb/gal
Q=caudal , bpm
d = Diámetro interno del tubular, inch
f = Factor de fricción de Fanning
El factor de fricción de Fanning depende del Número de Reynolds (NR)
NUMERO DE REYNOLDS
Fluidos no- Newtonianos

d = Diámetro interno del tubular, inch
V = Velocidad del fluido, ft/sec
ρ = Densidad del fluido, lb/gal
K' = Indice de consistencia, lb-secn'/sq ft
n' = Indice de comportamiento de flujo
Q = Caudal, bpm

Re entre 2100 y 3500 que dependen del índice de comportamiento de flujo n
FRICCION EN TUBULARES

Pf =pérdida de presión, lpc
L = longitud de la tubería, pies
ρ = densidad, lb / gal
V = velocidad del fluido, m / s
D = diámetro interior del tubo, pulgadas
f = factor de fricción de Fanning
Factor de fricción de Fanning depende del número de Reynolds (NR)
GRACIAS
GEOMETRIA DE LA FRACTURA
Determinar la geometria de la fractura antes, durante y despues es importante para evaluar el comportamiento y propagacion del fracturamiento, ademas de evaluar la viabilidad del proyecto.
para lo anterior se utilizan modelos de simulacion que nos permitan caracterizar la geometria del fracturamiento.
Para estudiar la geometria de las fracturas se tienen las siguientes consideraciones:
Material isotrópico y homogéneo.
Comportamiento elástico lineal.
Reología conocida.

FACTORES QUE AFECTAN EL FRACTURAMIENTO.
Factores en el sistema roca fluido:
-Fluido de inyección y fluido a producir
- Compatibilidad de los fluidos
- Humectabilidad
- Gravedad API
- Composición del Agua
- Profundidad
- Gradiente de Fractura (variación pe la presión de fractura con la profundidad y tasa de inyección)
- Porosidad
- Saturaciones
- Permeabilidad
- Presión de Yacimiento
-Contactos Gas-Petróleo y Petróleo-Agua
- Litología
- Mineralogía
- Espesor
- Temperatura

El fracturamiento hidraulico es tambien considerada una herramienta para realizar una adecuada administracion del yacimiento, que en estos ultimos tiempos ha dado resultados satisfactorios.

Un fracturamiento selectivo, con buena planeacion optimiza la recuperacion de reservas y controla la produccion en los yacimientos de hidrocarburos, tanto de petroleo como de gas.
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
BREVE HISTORIA DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO.
El primer fracturamiento fue realizado en Kansas, a finales de 1940 y el propósito fue incrementar la producción de un pozo marginal.
En la década de 1950 realizar este tipo de tratamientos tiene gran impacto tanto en pozos de petróleo como de gas.
A mediados de los 1980 incrementa, nuevamente la aplicación del fracturamiento hidráulico como resultado del conocimiento científico de los modelos de comportamiento de la fractura en la formación productora, además ayudo el hecho de realizar el fracturamiento hidráulico masivo (mhf). La tendencia consistía en fracturar formaciones con permeabilidades muy bajas
Con las capacidades modernas del fracturamiento mejorado, como es el caso de fracturar formaciones con permeabilidades entre moderadas y altas, con la técnica conocida como "Frac & pack" y el hecho de disminuir los costos han permitido considerar al tratamiento hidráulico como un tipo de terminación para los pozos petroleros .
En la actualidad técnicas como tratamientos sucesivos, o métodos combinados de estimulación y control de arenas son realizados usando como base el fracturamiento de las formaciones utilizando la fuerza hidráulica.
BREVE HISTORIA DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO.
EVOLUCION DEL FRACTURAMIENTO

Inicialmente los primeros tratamientos se mantuvieron dentro de limites muy conservadores. Inyeccion de volumenes de 200 a 400 galoners de fluido con media libra de arena por galon. Con velocidades de 2 a 4 barriles por minuto era considerado como un tratamiento promedio, y el doble de esas cantidades era ya un trabajo grande.
En ocasiones un operador se arriesgaba a realizar un tratamiento con 1,500 o 2000 galones por minuto y se le consideraba muy arriesgado.
Estos trabajos de inyeccion y fracking dieron como resultado el aumento paulatino de las tazas y presiones de fracturamiento.
Es la propagación de fracturas en una roca a causa de un fluido presurizado. Estas fracturas hidráulicas son utilizadas para mejorar o posibilitar la extraccion de petroleo o gas desde el subsuelo.
Este tipo de trabajo es realizado desde el pozo perforado en los puntos o profundidades deseadas.
La energia de la inyeccion del fluido a altas presiones, crea nuevos canales en la roca, la cual mejora su permeabilidad y se hace mas suceptible a la extraccion de hidrocarburos.

Esta técnica se utiliza básicamente para lograr el incremento de la conductividad del petróleo o gas y para reducir o eliminar el efecto de daño en los pozos. También se utiliza para controlar la producción de arena en formaciones poco consolidadas y para atenuar la velocidad de deposición de materiales que dañan la formación (asfáltenos, parafinas y arcillas migratorias).

Es la propagación de fracturas en una roca a causa de un fluido presurizado. Estas fracturas hidráulicas son utilizadas para mejorar o posibilitar la extraccion de petroleo o gas desde el subsuelo.
Este tipo de trabajo es realizado desde el pozo perforado en los puntos o profundidades deseadas.
La energia de la inyeccion del fluido a altas presiones, crea nuevos canales en la roca, la cual mejora su permeabilidad y se hace mas suceptible a la extraccion de hidrocarburos.

Por:
ALEJANDRA NAVAS
DIANA RAMÍREZ
CARLOS ROZO
CESAR BERNAL
DIEGO TRUJILLO

DEFINICIÓN DE FRACTURA
Fractura es la separación bajo presión en dos o más piezas de un cuerpo sólido. La palabra se suele aplicar tanto a los cristales o materiales cristalinos como a los cuerpos rocosos o simplemente a la superficie tectónica de un terreno.

En la industria petrolera, se busca inducir fracturas a las formaciones de interés, para alterar características físicas, como la permeabilidad, buscando así mejorar las tasas de recobro, dentro del proceso de explotación de un yacimiento determinado.

ESQUEMA DE FRACTURAS.
QUE ES FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO?

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.
FACTORES QUE AFECTAN EL FRACTURAMIENTO
Datos del Pozo
Profundidad
Geometría de la Fractura
Módulo de Young

EVOLUCIÓN DEL FRACTURAMIENTO
A medida que las tasas aumentaban se experimenta con fluidos de menor viscosidad, lo que reduce los costos y da muy buenos resultados.
A finales de 1952 se popularizo el uso del metodo de fracturamiento hidraulico y comenzaron a desarrollarse nuevas tecnicas.
Los tratamientos realizados en 1975 mostraron en promedio 37000 a 45000 libras de arena, en un promedio de 1,25 libras por galon.
En el presente los tratamientos difieren mucho a los de hace 25 años, se bombean 200,000 a 500,000 galones de fluido y 500,000 o 1'000,000 de libras de arena.

OBJETIVOS DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO
Alterar el flujo: se busca
alterar el tipo de flujo que
se lleva a cabo en el
pozo. Esto permite que se
realice una adecuada
gestion en la administracion
del yacimiento.
ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA.

La fractura de una roca se realiza perpendicularmente al mínimo esfuerzo y por lo tanto en la mayoría de pozos, la fractura es vertical.
Si la tasa de bombeo se mantiene superior a la tasa de pérdida de fluido en la fractura, entonces la fractura se propaga y crece, como se observa en la Figura.

ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA
La perdida de fluido en la fractura es el resultado de un balance volumétrico.
Una parte del volumen del fluido abre la fractura y otra invade las vecindades de la misma.
Inicialmente se inyecta solo fluido pues se espera a que se abra la fractura para comenzar a adicionar el material soportante.
Si la formación es homogénea, el crecimiento tiende a ser radial.
Rara vez crece más de 300 pies en longitud.
El ancho es independiente de la reología, depende de la elasticidad.
Se inicia en la roca permeable y crece a la impermeable.

ORIENTACION DE LAS FRACTURAS
OBJETIVOS DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO.
Por que fracturar?
El proceso de fracturamiento hidráulico de un pozo, debe reunir una o mas de las siguientes razones.
Desviar el flujo: Normalmente se desea desviar el flujo de produccion normal, cuando existe algun tipo de daño en las vecindades del pozo, este daño conocido como skin damage evita que se desarrolle una explotacion adecuada del reservorio por lo que el objetivo es retornar el pozo a su productividad normal.
Extender una ruta: Existen rutas preferenciales dentro del reservorio que aportan gran cantidad de flujo al pozo, el objetivo al fracturar la formacion es hacer que estos canales extiendan su alcance dentro del yacimiento, para llegar a lugares con alta saturacion y poca permeabilidad.
El caso que aquí nos ocupa es donde el estado original de esfuerzos cumple la siguiente condición:

Bajo esta condición y para el caso particular donde la fractura hidráulica es generada por tensión, la orientación de la fractura estará en dirección perpendicular a, como lo ilustra la
Figura 1, independientemente de las condiciones de terminación incluyendo la orientación preferencial de los disparos.

Figura 1. Orientación de la fractura creada por tensión.
BENEFICIOS DEL FRACTURAMIENTOHIDRAULICO
FACORES QUE AFECTAN EL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO
La orientación de la fractura está íntimamente ligada al estado original de esfuerzos in-situ y al mecanismo que la genera.

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Reduce la deposición de asfáltenos.
Controla la producción de escamas.
Conecta sistemas de fracturas
naturales.
Asegura la producción de intervalos con arcillas laminares.
Conecta formaciones lenticulares.
Disminuye la velocidad de flujo en la matriz rocosa.
Incrementa el área efectiva de drenaje de un pozo.
Disminuye el numero de pozos necesarios para drenar un área.
Reduce la necesidad de perforar pozos horizontales.
Retarda el efecto de conificación del agua
Fluido de inyección y fluido a producir
Compatibilidad de los fluidos
Humectabilidad
Gravedad API
Composición del Agua
Profundidad
Gradiente de Fractura (variación pe la presión de fractura con la profundidad y tasa de inyección)
Porosidad
Saturaciones
Permeabilidad
Presión de Yacimiento
Contactos Gas-Petróleo y Petróleo-Agua
Litología
Mineralogía
Espesor
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Factores en el sistema roca fluido
DATOS DEL POZO
Profundidad
GEOMETRÍA DE LA FRACTURA
Módulo de Young

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