Introducción: El primer proceso de estimulación por Fracturamiento hidráulico fue en julio de 1947 y desde entonces se ha querido comprender el proce so y geometría que hay en las frac turas ya que este proceso a pesar de no predecir predecir de manera correcta el resultado, es efectivo para aumentar la productividad de un yacimiento. Muchos de los yacimientos de alta permeabilidad del mundo están llegando a su fin de producción, ahora y cada vez con mayor frecuencia se verán yacimientos de baja permeabilidad y este tipo de formaciones necesitan de tratamientos de estimulación por Fracturamiento hidráulico para así poder producir hidrocarburos. En un inicio se utilizaban fluidos a base de hidrocarburos y se inyectaban pequeños volúmenes con ratas bajas, en estos tr abajos de Fracturamiento fueron aumentando paulatinamente las tazas y presiones de fractura, al igual que e l uso de fluidos de menor viscosidad lo cual reduce costos y es efectivo. Actualmente países como Estados Unidos invierten grandes cantidades de dinero para producir hidrocarburos en pozos que requieren de Fracturamiento, en 2005 se invirtieron unos USD 3,800 millones y se espera que siga en aumento y se difunda por todo el mundo. Sabemos que actualmente se utilizan métodos indirectos de respuestas de pozos ya que las compañías necesitan herramientas que les permitan determinar el grado de éxito de las fracturas relacionado con la producción y desarrollo de los pozos, ahora es factible obtener mediciones de la respuesta de la formación al Fracturamiento para cuantificar la geometría, complejidad y orientación de las fracturas.
Objetivos:
El Fracturamiento es una técnica de estimulación del pozo usado principalmente para incrementar la productividad de los campos, creando así una fractura e n una zona de interés haciendo que mejore el flujo de hidrocarburos desde la formación hacia la cabeza del pozo. El Fracturamiento es también una buena técnica para disminuir la producción de arenas reduciendo el diferencial de presión alrededor del pozo. Con ayuda del Fracturamiento se se pueden conectar fracturas naturales que se encuentren en la formación. Otro objetivo importante por el cual se emplea el Fracturamiento es porque reduce la velocidad de deposición de materiales que dañan la formación como lo son las arcillas y asfáltenos.
Vocabulario: Fracvan: Todos los parámetros del fracción son supervisados y controlados desde el Frac Van. GN2 utiliza el software de diagnóstico de fractura m ás reciente para proporcionar la mayor cantidad de información disponible. La información precisa hace que las decisiones en tiempo real durante el tratamiento de fracturas sean mucho más fáciles. El GN2 F rac Van está equipado con equipos de
satélite para transmitir fácilmente sus datos de trabajo a cualquier lugar. Esto le permite monitorear y tomar decisiones independientemente de su ubicación durante el trabajo
Toughness: factor de intensidad del esfuerzo critico. Dilatancia :propiedad no elástica de la roca Cotejar: Comparar y examinar una cosa para apreciar sus diferencias o semejanzas.
PALABRAS CLAVE: Fractura, estimulación, simulación, aproximación, Geometría, esfuerzo de formación.
Geometría de fractura Una factura puede propagarse tanto horizontal como verticalmente creando así una geometría, la cual es importante para el éxito de la operación, se han desarrollado modelos de geometría 2D y 3D para ayudar a diseñar y además comprender las operaciones de Fracturamiento, hay que tener en cuenta que estos modelos son más bien una aproximación de la realidad debido a que se supone que el material es isotrópico, homogéneo y linealmente elástico lo cual se da en un material ideal. Por esto se han desarrollado distintos métodos para el diagnóstico de las fracturas usadas antes, durante y después de ser creadas, esto para caracterizar cómo se comportan las fracturas y su geometría. La geometría de la fractura puede ser aproximada por modelos en los que se te nga en cuenta:
Propiedades mecánicas de la roca como: la altura que es usualmente controlada por los esfuerzos in situ existentes entre los diferentes estratos, el Modulo de Young o resistencia a la deformación de la roca, la permeabilidad que se relaciona con la perdida de fluido.
Propiedades del fluido fracturante como la viscosidad.
Tasa de inyección y presión.
Esfuerzo de la formación.
Distribución de esfuerzos en el medio poroso.
Estos conceptos son necesarios tanto para la construcción del modelo de fractura como para la predicción del crecimiento de la fractura. Cuando ya se elige una determinada geometría de fractura necesaria para obtener una producción deseada, toda la información se introduce en un simulador para diseñar la operación (caudales, concentración de agentes de sostén, volúmenes y tipos de fluidos,...). Ahora cuando se termina la operación se introduce en el simulador los datos reg istrados en el pozo para verificar que coincidan con el diseño. Existen varios simuladores comercialmente disponibles, pero son cuatro principalmente los más usados por las compañías de servicios. Cada simulador contiene varios
modelos matemáticos. Sin importar el simulador utilizado se deberá seleccionar un modelo u otro según el comportamiento de la presión de fractura.
Modelos
Los modelos podemos dividirlos en tre s familias: Modelos en dos dimensiones (2D) Modelos en pseudo tridimensional (p3D) Modelos tridimensionales (3D) Los modelos matemáticos utilizados inicialmente fueron los modelos en dos dimensiones (2D). Actualmente cualquier simulador comercial contiene almenos 3 de estos modelos 2D como son:
PKN (Perkins, Kern, Nordgren). KGD (Kristianovich, Geerstma, De Klerk). Modelo Radial.
Al inicio de los 90 con el auge de la informática, crearon simuladores pseudo tridimensionales (P3D) que podían ser ejecutados desde el PC. Estos modelos se dividen principalmente en dos grupos según en lo que se basen, si en el análisis en celda o análisis global. Existen también modelos 3D que son mucho más sofisticados y solo se ejecutan en work station, estos se usan para estudios teóricos ya que son limitados en cuanto a precisión de lo que sucede realmente en el reservorio, aun así son muy aproximados. Los simuladores comerciales más usuales, y que utilizan las compañías de servicios son: Fracpro RES®. Fracpro PT®. FracCADE®. Meyer®. Modelos 2D En este modelo la altura de la fractura deberá ser estimada por quien realiza el diseño. La altura puede ser la altura de la capa de interés más algo dentro las barreras o hasta otra capa más alejada. Generalmente la altura asumida en el diseño es menor que la real, y en consecuencia resulta que la fractura estimada es m ás larga que la real. Se quería reemplazar estos modelos por P3D porque en la mayoría de los casos las presiones teóricas son bastante diferentes de las presiones medidas en el campo. Pero hay condiciones en las que los modelos 2D son más representativos que los P3D. Los modelos en 2D se asume que:
Las fuerzas de corte en los planos perpendiculares al plano de fractura planos pueden ser despreciadas. Esto implica que se asume una elasticidad en dos planos o dos dimensiones. La altura de la fractura es constante. Los valores de E (Young), ν (Poisson), Ct (perdida de filtrado), y "toughness" son constantes en toda la altura de la fractura.
El fluido se desplaza en una sola dirección (existe un cambio de presión en una sola dirección).
Modelo PKN
El modelo PKN considera que: 1. No hay deslizamiento de la capa fracturada en la interface entre la capa de interés y las barreras. Es decir que al nivel de las barreras no hay ningún movimiento. Eso implica que la fractura tendrá una forma elíptica tanto en el plano vertical como horizontal. 2. La presión dentro de la fractura es gobernada por las pérdidas de fricción. Teóricamente la presión neta debería incrementarse paulatinamente durante toda la operación. 3. El modelo considera cada sección vertical se deforma independiente de las demás. El ancho de la fractura es proporcional a la altura y casi independiente de la longitud. Este modelo sería más representativo para fracturas que tienen longitudes mayores a la altura. Sería aplicable solamente en formaciones donde las barreras tienen esfuerzos in situ netamente mayor que los de la zona de interés. Por el contrario, si no hay suficiente diferencia entre los stress la fractura crecería en altura dentro de las barreras.
Las características del modelo son:
Altura fija y flujo en una dirección. Sin esfuerzo en plano vertical. El ancho varía con la altura. Presión neta aumenta con el tiempo. El modelo sería apropiado cuando h < Xf.
Modelo PKN. Imagen tomada de http://www.portaldelpetroleo.com/2015/01/simulacion-de-fracturamiento-
hidraulico.html
Modelos KGD Este modelo considera que: 1. Hay deslizamiento de las capas en la interface entre la capa de interés y las barreras, lo cual debe ser muy excepcional, si acontece en la naturaleza. En consecuencia la fractura tendría una forma elíptica en el plano horizontal y rectangular en el plano vertical. 2. Simula fracturas más anchas, más cortas y con mayor conductividad que el PKN. 3. Teóricamente la presión neta debería disminuir paulatinamente durante toda la operación. 4. El ancho de la fractura es proporcional a la longitud e independiente de la altura.
Las características del modelo son: Altura fija y flujo en una dirección. Sin esfuerzo en plano horizontal. El ancho no varía con la altura. Presión neta decrece con el tiempo. El modelo sería apropiado cuando h >Xf.
Modelo KGD. Imagen tomada de http://www.portaldelpetroleo.com/2015/01/simulacion-de-fracturamientohidraulico.html
Modelo radial: Es un modelo especial en el que la altura es igual a dos veces la longitud de fractura. La altura de fractura utilizada aquí es el valor dinámico que significa que la altura de la fractura crec e al mismo tiempo que crece la longitud de la fractura.
Las características del modelo son: Altura crece al tiempo que la longitud de la fractura. El modelo sería apropiado cuando h = 2Xf.
Modelos pseudo 3D: Análisis en celdas (Grids)
Los modelos 2D evolucionaron a los P3D, estos últimos pueden predecir con mayor exactitud la altura de la fractura que los 2D, una ventaja del modelo P3D e s que no se tiene que estimar la altura de la fractura, pero requiere de entrada la magnitud del e sfuerzo horizontal mínimo de la zona que se va a fracturar y de las zonas adyacentes. Los valores de esfuerzo pueden ser calculados de una medida indirecta de un registro de propiedades mecánicas. En los modelos P3D: Se considera la fractura como un plano liso y no consideran cambio de dirección en la fractura una vez salida de la vecindad del pozo. Algunos modelos dividen la fractura en celdas verticales. Utilizan las leyes de elasticidad. Utilizan una mezcla del modelo PKN en el sentido del desplazamiento longitudinal y el modelo KGD para simular el crecimiento de la fractura en altura. Por el uso combinado de estos dos modelos la presión neta es m uy dependiente de la fricción sobre las caras de la fractura y la limitación principal en el cre cimiento en altura es la diferencia de los esfuerzos in situ entre las diferentes capas. Según la precisión en los cálculos pedida por e l usuario el simulador dividirá la fractura en una cantidad mayor o menor de celdas, lo que influirá en el tiempo de procesamiento. En cada celda se simula el ancho, la presión, la altura, la medida en que c rece la fractura etc., aplicando el balanceo de masa entre las diferentes celdas. El simulador FracCADE de Schlumberger es basado en este modelo. Pueden ser utilizados en tiempo real para comparar en la misma locación diseño y operación, r ecibiendo los datos de presión, caudal y concentración del fracvan.
Los modelos basados en el análisis en celda calculan para cada celda: La altura y ancho calculados en función de la presión neta. Presión neta media en la celda. Balance de masa (leak-off) Puedan considerar efectos de convección.
Modelos pseudo 3D: Lumped models.
Estos modelos fueron diseñados cuando las computadoras no tenían la potencia de hoy y para poder simplificar y llevar el trabajo de simulación al pozo en lugar de hacerlo en las oficinas. Son modelos mucho más rápidos para correr que los de análisis por celda. En lugar de resolver
ecuaciones para cada celda simplifican las ecuaciones agrupando (lump) y promediando varios parámetros (Ε, υ, Ct, ...) en uno solo. Entonces el re sultado es una fractura que tiene la forma de dos semi elipses. Los simuladores comerciales basados en estos modelos son el Meyer y el Fracpro. A la diferencia de los P3D que utilizan el cálculo en celda, estos modelos consideran que el crecimiento en altura es limitado principalmente por la pre sencia de capas de alta permeabilidad y no por la diferencia entre los esfuerzos in situ. En su modelo P3D el Fr acpro, utiliza el fenómeno de dilatancia para simular el efecto de resistencia e n la punta de la fractura. Este considera que la mayor pérdida de presión es en la punta de la fractura y no es por fricciones a lo largo de la fractura. El coeficiente de dilatancia puede ser ajustado por el usuario según la formación y en función del cotejo de curvas. De todos modos uno puede utilizar un simulador u otro, lo importante es de definir cuál de los modelos disponibles se adapte más para la zona, y configurar los diferentes parámetros para cada yacimiento. Simuladores comerciales más usados:
Los simuladores más utilizados que se encuentren en el mercado y con los cuales estamos trabajando por intermedio de las compañías de servicios son: Fracpro RES®: Desarrollado por la empresa RES. Este programa ha sido diseñado originalmente para el Gas Research I nstitute (GRI), que eran los dueños de la licencia del programa. En 1994 el GRI vendió una licencia a RES. La compañía de servicios que lo utiliza como programa básico es San Antonio. BJ lo puede utilizar si lo pedimos. Fracpro PT®: Cuando en 1994 e l GRI se deshizo de la licencia tuvo una cisión en RES y se formó Pinnacle Technology (PT), a quién el GRI vendió también una licencia. Desde entonces las dos compañías hicieron evolucionar el soft c ada uno en su dirección. No hay demasiado diferencias entre los dos, pero lo suficiente para que los archivos de uno no sean utilizables en el otro. Es el soft oficial de Halliburton. Lo uso también BJ y Schlumberger a pedido. FracCADE®: Es el simulador de fractura diseñado por Schlumberger. Es un simulador que trabaja con celdas, no simula multifractura porque no ace pta el concepto. La única compañía de servicio que lo usa es Schlumberger. Meyer®: Diseñado por la empresa Meyer, empresa de softwares. No tenemos licencia, es un modelo lumped que puede simular multifracturas si el usuario lo desea, pero los autores recomienden no usar esta opción para simular considerando que es muy poco probable que sucedan. Es el soft oficial de BJ. Stimplan®: es otro de los simuladores disponible en el mercado, pertenece a la empresa NSI que se dedica a consultoria.
Resumen de características de simuladores de Fracturamiento Hidráulico comerciales. Imagen tomada de http://www.portaldelpetroleo.com/2015/01/simulacion-de-fracturamientohidraulico.html Modelos Fully 3D Hay modelos realmente 3D que dividen el re servorio en una malla de celdas en las direcciones vertical y horizontal (longitudinal y lateral). Cada celda está definida por sus parámetros de mecánica de roca, lo que permite simular discontinuidades. Por sus complejidades estos modelos se utilizan solamente desde una workstation y para estudios tal como calibrar los otros modelos y hacer trabajos de investigación. Es a partir de estos modelos que se determinaron los parámetros "aglomerados" (lumped) utilizados en soft como el Fracpro. Si generalmente te nemos problemas para conseguir la información necesaria para hacer una simulación sencilla en un modelo P3D, debemos olvidarnos de tener la información para una simulación más sofisticada. Estos modelos se basan en:
Elasticidad en 3D. La altura es calculada con la presión neta. Para Ε, υ, Ct y "toughness" se usan los valores "verdaderos" para cada zona. Flujo de fluido en dos direcciones. Modelos existentes: TerraFrac, GOHFER y Fr ank3D.
Características de la simulación de Fracturamiento Hidráulico 3D. Imagen tomada de http://www.portaldelpetroleo.com/2015/01/simulacion-de-fracturamientohidraulico.html
Bibliografía/webgrafía Cracking Rock: Progress in Fracture Treatment Design: Oilfield Review https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/ors92/1092/p04_17.pdf
http://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/6246/7/CAP%C3%8DTULO%201.pdf
La fuente para la caracterización de fracturas hidráulicas: Oilfield Review https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish06/spr06/p46_61.pdf
Simulación de Fracturamiento Hidráulico http://www.portaldelpetroleo.com/2015/01/simulacionde-fracturamiento-hidraulico.html Analisis de Geometría de Fractura mediante Re gistros de Temperatura Tesis Belly Ferney Avendaño Gallo Universidad Industrial De Santander. http://www.goren2.com/stimulation-services/
