Fracturamiento hidraulico tema 5

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

2. Fractura es la separación bajo presión en dos omás piezas de un cuerpo sólido. La palabra se sueleaplicar tanto a los cristales o materiales cristalinoscomo a los cuerpos rocosos o simplemente a lasuperficie tectónica de un terreno.En la industria petrolera, se busca inducir fracturas alas formaciones de interés, para alterarcaracterísticas físicas, como la permeabilidad,buscando así mejorar las tasas de recobro, dentrodel proceso de explotación de un yacimientodeterminado.

3.  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.

4. Es la propagación de fracturas en unaroca a causa de un fluido presurizado.Estas fracturas hidráulicas sonutilizadas para mejorar o posibilitar laextraccion de petroleo o gas desde elsubsuelo.Este tipo de trabajo es realizado desdeel pozo perforado en los puntos oprofundidades deseadas.La energia de la inyeccion del fluido aaltas presiones, crea nuevos canalesen la roca, la cual mejora supermeabilidad y se hace massuceptible a la extraccion dehidrocarburos.

5. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 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).

6. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICOEs la propagación de fracturas en unaroca a causa de un fluido presurizado.Estas fracturas hidráulicas sonutilizadas para mejorar o posibilitar laextraccion de petroleo o gas desde elsubsuelo.Este tipo de trabajo es realizado desdeel pozo perforado en los puntos oprofundidades deseadas.La energia de la inyeccion del fluido aaltas presiones, crea nuevos canalesen la roca, la cual mejora supermeabilidad y se hace massuceptible a la extraccion dehidrocarburos.

7. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO 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.

8.  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

9. BREVE HISTORIA DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO. 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.

10. 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.

11. 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.

12.  Por que fracturar? El proceso de fracturamiento hidráulico de un pozo, debe reunir una o mas de las siguientes razones. 1. 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. 2. 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.

13. Alterar el flujo: se buscaalterar el tipo de flujo quese lleva a cabo en elpozo. Esto permite que serealice una adecuadagestion en la administraciondel yacimiento.

14. Desarrolla Sobrepasa zonas Reduce la Mejora la reservas altamente deposición de producción. adicionales. dañadas. asfáltenos. Asegura la Controla la Conecta sistemas Conecta producción de producción de de fracturas formaciones intervalos con escamas. naturales. lenticulares. arcillas laminares. Disminuye la Incrementa el área Disminuye el Reduce lavelocidad de flujo efectiva de numero de pozos necesidad de en la matriz drenaje de un necesarios para perforar pozos rocosa. pozo. drenar un área. horizontales. Retarda el efecto de conificación del agua

15. • Fluido de inyección y fluido a producir • Compatibilidad de los fluidos • Humectabilidad • Gravedad API • Composición del Agua • Profundidad • Gradiente de Fractura (variación peFactores en la presión de fractura con la profundidad y tasa de inyección) el sistema • Porosidad • Saturacionesroca fluido • Permeabilidad • Presión de Yacimiento • Contactos Gas-Petróleo y Petróleo- Agua • Litología • Mineralogía • Espesor • Temperatura

16. • Integridad del revestidor y del Cemento • Intervalos abiertos a Producción • ProfundidadDATOS DEL • Registros disponibles POZO • Configuración mecánica • Características del Cañoneo • Trabajos anteriores en el pozo y en pozos vecinos • Esfuerzo mínimo en sitio.GEOMETRÍA • Relación de Poisson DE LA FRACTURA • Módulo de Young • Presión de Poro (yacimiento)

17. La orientación de lafractura estáíntimamente ligadaal estado originalde esfuerzos in-situy al mecanismoque la genera.

18. ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA 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 Figura 1. Orientación de la fractura creada preferencial de los disparos. por tensión.

19.  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.

20.  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.

21. ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA  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.

22. Factores en el sistema tasa de inyección)roca fluido: - Porosidad-Fluido de inyección y fluido - Saturacionesa producir - Permeabilidad- Compatibilidad de los - Presión de Yacimientofluidos -Contactos Gas-Petróleo y- Humectabilidad Petróleo-Agua- Gravedad API - Litología- Composición del Agua - Mineralogía- Profundidad - Espesor- Gradiente de Fractura - Temperatura(variación pe la presión defractura con la profundidad y

23.  Datos del Pozo  Geometría de la Fractura ‡ Integridad del revestidor  ‡ Esfuerzo mínimo en y del Cemento sitio. ‡ Intervalos abiertos a  Relación de Poisson Producción  Módulo de Young Profundidad Registros disponibles  Presión de Poro Configuración mecánica (yacimiento) Características del Cañoneo Trabajos anteriores en el pozo y en pozos vecinos

24.  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.

25. 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.

26. 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

27.  Para hablar acerca de la hidraulica del fracturamiento debemos introducir algunos terminos relacionados con la mecanica de esfuerzos: 1. 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. 2. 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

28. • 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

29. La presión de fractura en fondo de pozo (BHFP) esigual al gradiente de fractura por la profundidad.BHFP = Gradiente de fractura X ProfundidadBHFP 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 + Presionhidrostatica

30. La presión de fractura en fondo ( BHFP) es igual a lapresión de tratamiento en superficie (STP) “+” la presiónhidrostática (Ph) “-”menos la caída de fricción total (Pf) BHFP = Presion de Tratamiento en Superficie +Presion hidrostatica – Caida de la Friccion totalLa caída de presión total es igual a las perdidas en lastuberias(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 enlos punzados + Perdidas de friccion cerca del pozo

31. La presión hidrostática (psi) es igual a unfactor de conversión (0,052) multiplicadopor la profundidad vertical (LF / en ft) ymultiplicado por la densidad de fluido (enlb/gal). PH = Densidad del Fluido lb/gal. X Profundidad vertical X 0.052

32. Las perdidas de presión por fricción en los tubulares esusualmente determinada de cartas obtenidas en pruebas delaboratorio.Las perdidas de presión por fricción en los punzados esusualmente determinada de cartas obtenidas en pruebas delaboratorio.• La presión de tratamiento en fondo (BHTP) es igual a lapresión de tratamiento en superficie “+” la presiónhidrostática “ –” las perdidas de fricción totales.BHTP = STP + Ph - Pf

33. STP = BHFP - Ph + Pf Pfpipe = Perdidas en losPf = Pfpipe + Pfperfs + Pfnwb TubularesBHFP = ISIP + Ph Pfperf = Presion por Friccion en los punzadosBHFP = Frac Gradient X Depth Pfnwb = Perdidas de PresionBHFP = STP + Ph - Pfpipe - cerca del PozoPfperf- Pfnwb ISIP = presión instantanea al cierreSTP = Presion de tratamiento Gradientes de FracturaSuperficie 0 - 4,000 ft 0.90 psi/ftBHFP = Presion de Fractura enel Pozo 4,000 - 6,000 ft 0.80 psi/ftPh = Presion Hidrostatica 6,000 - Deeper 0.70 psi/ft

34. PROCESO DE FRACTURAMIENTO HIGRÁULICO TIPO DE FLUIDO CONTROL DE LA PRESION (bombeo) OPERACIÓNAplica presión mayor Precolchón (salmuera •Presión 1. Presión dea la P de fractura de •Gasto ruptura. o gelatina lineal) 2. Presión dela roca. •Dosificación del bombeo apuntalante 3. Presión de •Dosificación de cierreContinúa aplicando Colchón de gelatina aditivos instantáneapresión para •Condiciones delextender la fractura. fluido fracturante bombeo del tratamiento

35. FRICCION ENTUBULARES Regímenes de Flujo – Flujo Tapón – Flujo Laminar – Flujo Turbulento – Flujo transicional Número de Reynolds Número de fricción de Fanning

36.  Númerode Reynolds - Fluidos NewtonianosDonde:Q =Caudal, bpmρ= densidad, lb/gald= diámetro interno de la tubería, inchμ= viscosidad, centipoise (cp)NR <2000 flujo laminar, NR >4000 flujo turbulento.

37. Fluidos NewtonianosPf = Fricción en Tubulares, psiL = Longitud del tubular, feetρ = Densidad, lb/galQ=caudal , bpmd = Diámetro interno del tubular, inchf = Factor de fricción de FanningEl factor de fricción de Fanning depende del Número de Reynolds (NR)

38.  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

39. Pf =pérdida de presión, lpcL = longitud de la tubería, piesρ = densidad, lb / galV = velocidad del fluido, m / sD = diámetro interior del tubo, pulgadasf = factor de fricción de FanningFactor de fricción de Fanning depende del número de Reynolds (NR)

40. Rate = caudal en BPMPerf = perdida por fricción psiID= diámetro interno en pulgadasEs una constante que concentra una variableconocida como coeficiente de descarga la cuálesta basada en los efectos del túnel perforado.

41. Q = caudal, lpmD = densidad del fluido, lb / galC = coeficiente de descarga de perforaciónH = diámetro de la perforación, pulgadas

42. Ecuación Modificada de CramerCompensa 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.

43. Q = caudal, lpmD = densidad del fluido, lb / galC = coeficiente de descarga de perforaciónH = diámetro de la perforación, pulgadasPfperf = presión por fricción de perforación, psi

44.  Definida como la restricción en las cercanias del pozo para iniciar y orientar la fractura.

45.  Definida como la fricción del fluido mientras viaja a lo largo de la fractura

46. 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 depresión durante el minifrac.• Una vez que se conoce la presión de cierre, esta puede serusada para determinar el tiempo de cierre el cual es usadopara determinar la eficiencia del fluido.• La presión de cierre es requerida para definir la presiónneta durante la inyección del tratamiento principal.

47. Es una variable que nos ayuda a determinar lageometría de lafractura durante la operación.• pnet = pfracture - pclosure• pnet = psurface gauge +phydrostatic -pfrictiontotal - pclosure• pfrictiontotal= pfrictionpipe+pfrictionperforations+ pnwb

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by None

on May 30, 2012

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