07 - Fracturamiento Hidráulico

7Gua de Diseo para Fracturamientos HidrulicosCONTENIDO1. OBJETIVO 2. INTRODUCCIN 3. CONCEPTOS FSICOS 4. MECNICA DE LA GEOMETRA DE FRACTURA 5. SISTEMAS DE FLUIDOS FRACTURANTES 6. CARACTERSTICAS DE LOS APUNTALANTES 7. METODOLOGA DE DISEO 7.1. 7.2. 7.3. Fundamentos Consideraciones de diseo Evaluacin durante el fracturamiento

APNDICE 1. Nomenclatura APNDICE 2. Referencias El fracturamiento hidrulico consiste en la inyeccin de un fluido fracturante, altamente viscoso, por encima de la presin de fractura de una formacin, 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 formacin y, por ende, el flujo de fluidos hacia el pozo. En esta gua se presentan los conceptos fsicos bsicos para entender esta tcnica, las caractersticas y propiedades de los fluidos, apuntalantes y aditivos usados en las operaciones, as como las consideraciones tcnicas ms importantes para planear y disear un fracturamiento hidrulico. Estos conocimientos permitirn utilizar con mejor criterio los diversos programas de cmputo que existen en el mercado para este fin.

Fracturamientos Hidrulicos

1. OBJETIVO Proporcionar al ingeniero de diseo los principales elementos tcnicos que le permitan, por una parte, conceptualizar el proceso de fracturamiento hidrulico en sus fases de planeacin y diseo y, por otra, que cuente con los elementos necesarios para interpretar el software tcnico disponible en el mercado para este fin. 2. INTRODUCCIN El fracturamiento hidrulico que utiliza un material sustentante se ha convertido, en la ltima dcada, en una de las operaciones ms importantes en la terminacin de pozos. En Mxico, su uso ms frecuente se ha dado en la cuenca de Burgos, cuyos pozos de gas producen en formaciones de arenisca de baja permeabilidad; aunque tambin 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 hidrulico no ha cambiado, las tcnicas, materiales y equipos que se utilizan para ello s han evolucionado. Actualmente se dispone de una gran variedad de fluidos, segn lo requiera la situacin. Los equipos son cada vez ms sofisticados en cuanto a capacidad y precisin de mezclado, as como en cuanto al control de presin, gasto, dosificacin de aditivos y materiales apuntalantes. Incluso se ha llegado a utilizar tubera flexible para realizar estas operaciones. Por otra parte, los adelantos en informtica han hecho posible resolver con rapidez y eficiencia las complejas operaciones matemticas del diseo y su optimizacin in situ, as como su evaluacin final.

En la actualidad se dispone de varios modelos de simulacin, as como tcnicas de control y evaluacin que hacen posible un diseo ms realista y predecible de la operacin, e incluso mejoran la capacidad de respuesta ante una situacin imprevista. El software tcnico ejecuta modelos matemticos sumamente complejos con los que se pueden simular la geometra y los fenmenos relacionados con el fracturamiento. Su uso correcto y con criterio hace posible optimizar el diseo y la evaluacin de un fracturamiento hidrulico. Aunque la tcnica de fracturamiento hidrulico puede realizarse utilizando cidos orgnicos o inorgnicos, esta gua se enfocar a la tcnica que utiliza arena como material apuntalante o medio para sustentar las fracturas creadas en la formacin, quedando fuera del alcance de esta gua el fracturamiento con cido. 3. CONCEPTOS FSICOS DE FRACTURAMIENTO 3.1. Proceso de fracturamiento hidrulico El proceso consiste en aplicar presin a una formacin, hasta que se produce en sta una falla o fractura. Una vez producida la rotura, se contina aplicando presin para extenderla ms all del punto de falla y crear un canal de flujo de gran tamao que conecte las fracturas naturales y produzca una gran rea de drene de fluidos del yacimiento. El efecto de incremento de drene de fluidos decrece rpidamente 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 tcnica de inyectar el fluido de fractura cargado de apuntalante, el cual acta como sostn de las paredes abiertas de la fractura. Los granos de arena actan como columnas, evitando el

Gerencia de Ingeniera

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cierre de la fisura, pero permitiendo el paso de los fluidos de la formacin. Durante la operacin, el bombeo de fluido se realiza de forma secuencial, primero se bombea un precolchn de salmuera o gelatina lineal, con el objeto de obtener parmetros y poder optimizar el diseo propuesto. Posteriormente se bombea un colchn de gelatina como fluido, el cual produce la fractura y abre la roca lo suficiente como para que pueda ingresar el agente de sostn; 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 operacin, se deben registrar continuamente los valores de: 1. Presin, 2. Gasto, 3. Dosificacin del apuntalante, 4. Dosificacin de aditivos, 5. Condiciones del fluido fracturante (control de calidad). Durante el proceso se deben monitorear en superficie las presiones siguientes: a) Presin de rotura: es el punto en que la formacin falla y se rompe. b) Presin de bombeo: es la necesaria para extender la fractura, manteniendo el gasto constante. c) Presin de cierre instantnea (Pci): es la que se registra al parar el bombeo, cuando desaparecen todas las presiones de friccin, quedando slo las presiones interna de la fractura y la hidrosttica del pozo. Adems de la presin, tambin se debe registrar el gasto de operacin, el cual est relacionado con el tiempo de bombeo, representando el volumen total de fluido, el cual incide directamente en el tamao de la fractura creada. Por otra parte, el gasto relacionado con la presin

resulta en la potencia hidrulica necesaria para el bombeo. De aqu la importancia de registrar los volmenes de gasto y la presin durante la operacin. La presin de fractura ( Pef ) es la necesaria para mantener abierta la fisura y propagarla ms all del punto de falla. Puede variar durante la operacin. La presin para extender la fractura se calcula de acuerdo con la siguiente ecuacin.

Pef = Pci + Ph

(1)

La presin hidrosttica se calcula como:

Ph = 0.4334 * * D

(2)

La prdida por friccin (Pfrictp) en la tubera puede ser calculada mediante un diagrama de Moody, si el fluido es newtoniano. Para fluidos no newtonianos (geles), el clculo de la prdida de carga por friccin es mucho ms complejo. La norma API describe un mtodo de cinco parmetros, calculados por un viscosmetro. Una vez obtenidas las diferentes presiones y prdidas por friccin, se puede obtener la presin de tratamiento en superficie (Ps) y la potencia hidrulica (PHid). La presin en superficie ser:

Ps = Pef + Pfrictp + PfricP PhLa potencia hidrulica (PHid) es:

(3)

PHid =

Ps * Q 40 . 8

(4)

3.2. Comportamiento de la roca La seleccin del modelo matemtico para representar el comportamiento mecnico de la roca es muy importante. Existe una


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amplia gama de modelos que intentan representar el comportamiento mecnico de la roca. Los hay desde el modelo lineal elstico hasta modelos complejos, que incluyen el comportamiento inelstico de las rocas, efectos de interacciones fsico-qumicas del sistema roca-fluido y efectos de temperatura. El modelo ms conocido es el lineal elstico, el cual es ampliamente utilizado por su simplicidad (modelo de dos parmetros). Este modelo se fundamenta en los conceptos de esfuerzo ( ) y deformacin ( ) , los cuales relaciona la Ley de Hooke expresada en la siguiente ecuacin (de la lnea recta).

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

= p

(7 )

A partir de un simple anlisis de esta ecuacin, se observa que si la presin de poro incrementa, el esfuerzo efectivo de la roca disminuye. Dos casos son particularmente interesantes respecto a la variacin de la presin de poro: a) La inyeccin de fluidos al yacimiento y b) La declinacin natural de presin del yacimiento. En el primer caso, durante el fracturamiento el primer fluido que se inyecta es un filtrante, que ocasiona disminucin de la presin efectiva, lo que permite iniciar la fractura ms fcilmente. Un anlisis similar permite establecer que la disminucin de presin de poro en un yacimiento maduro incrementa el esfuerzo efectivo de la roca. En otras palabras, es ms difcil iniciar una fractura cuando el campo petrolero est en su etapa madura que en su etapa inicial de explotacin. 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 sbito cambio de temperatura que altera el estado de esfuerzos de la roca. La magnitud del esfuerzo normal de la roca ( ) vara directamente proporcional a la variacin de temperatura (dT ) . Por ello, el enfriamiento ocasionado a la formacin

= E

(5)

Donde E es el primer parmetro elstico conocido como mdulo de elasticidad (Young). El segundo parmetro es la relacin de Poisson ( ), que es una medida de la relacin entre la expansin lateral ( l ) con la contraccin longitudinal o axial ( a ) de la roca cuando se somete a compresin.

=

l a

( 6)

Cuando se incluyen los efectos de la porosidad y los fluidos contenidos en la roca en el modelo elstico, ste se convierte en un modelo poroelstico, el cual es ampliamente utilizado en simuladores comerciales para diseo de fracturamiento hidrulico. Existen diferentes criterios para definir los parmetros que representan el comportamiento de los fluidos contenidos en la roca. Uno de los ms comunes es el coeficiente poroelstico (constante de Biot) , el cual es, para fines prcticos, igual a uno ( = 1 ), aunque algunas


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con el fluido fracturante disminuye el esfuerzo efectivo de la roca y facilita el inicio de la fractura hidrulica. El conocimiento del coeficiente de expansin trmica es importantsimo para disear el volumen de frente filtrante que se inyectar durante un fracturamiento. 3.5. Criterios de falla En general, la roca puede fallar cuando es sometida a compresin o a tensin. Uno de los criterios de falla ms comunes es el de Mohr-Coulumb, basado en el clsico diagrama de Mohr, donde una envolvente de falla define el lmite entre la integridad de la roca y el punto donde falla. En esta gua slo se mencionan los criterios de falla ocasionados por tensin debido a que, en un fracturamiento hidrulico, la presin ejercida en la pared del pozo incrementa los esfuerzos de tensin hasta fracturar la formacin. Una falla por tensin ocurre cuando el esfuerzo efectivo mnimo en la pared del pozo ( min ) es mayor que la resistencia

fractura estar en direccin perpendicular a h , como lo ilustra la Figura 1, independientemente de las condiciones de terminacin incluyendo la orientacin preferencial de los disparos.

Direccin de fractura favorable

Esfuerzo principal mnimo

a la tensin de la roca ( t ) . Una vez que la fractura se inici, el criterio para definir si la fractura se propagar hacia el interior de la formacin est definido por la siguiente ecuacin.' Pw min

Figura 1. Orientacin de la fractura creada por tensin.

(8)

4. MECNICA DE LA GEOMETRA DE LA FRACTURA 4.1. Parmetros de diseo Las variables que deben considerarse en el diseo del proceso de fracturamiento son seis: 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 deformacin de la roca.

3.6. Orientacin de la fractura Es importante resaltar que la orientacin de la fractura est ntimamente ligada al estado original de esfuerzos in-situ y al mecanismo que la genera. El caso que aqu nos ocupa es donde el estado original de esfuerzos cumple la siguiente condicin:

v >H >h

Bajo esta condicin y para el caso particular donde la fractura hidrulica es generada por tensin, la orientacin de laGerencia de Ingeniera

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3. Prdida de fluido ( C ), relacionada con la permeabilidad de la formacin y las caractersticas de filtrado del fluido fracturante. 4. Factor de intensidad de esfuerzo crtico ( KIC ) (toughness). Resistencia aparente de la fractura, donde domina la presin requerida para propagar la fractura. 5. Viscosidad del fluido ( ), afecta la presin neta en la fractura, la prdida 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 diseo El clculo de la geometra de fractura es esencialmente una aproximacin, debido a que se supone que el material es isotrpico, homogneo y linealmente elstico, lo cual sucede slo en un material ideal. Adems, se considera que el fluido de fractura se comporta de acuerdo con un modelo matemtico en particular, lo que generalmente no es el caso. Tambin se toma la altura de fractura como una constante e igual a un nmero estimado, siendo sta la mayor causa de inexactitud en el clculo de la geometra de fractura. Por lo anterior, no se pueden establecer comparaciones estrictas entre los distintos mtodos de diseo, 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 diseo se basan en que la columna inyectada se divide en dos partes. Una parte es el fluido que se pierde por filtracin y la otra es la que ocupa la fractura creada.

Las diferencias entre los distintos mtodos de diseo de fracturas hidrulicas radican en las ecuaciones utilizadas, formuladas para los distintos eventos fsicos. Tales mtodos 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 caracterstica de estos mtodos es que la fractura tiene una seccin transversal, paralela a su altura, de tipo elptico. No se puede usar esta forma de fractura cuando se calcula el transporte de arena a travs 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 mtodos de Kristianovich. Las primeras ecuaciones de diseo 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 filtracin, y permiten el estudio de fracturas tanto verticales como horizontales, ya sea para flujo turbulento o laminar. La determinacin de la geometra de fractura ante la presencia de filtracin es ms compleja. Sin embargo, puede ser determinada a travs de un proceso de ensayo y error. El mtodo de Nordgren mejora el de Perkins y Kern, pues incluye la influencia de la filtracin de fluido. Para obtener la geometra de fractura, Nordgren resuelve numricamente las ecuaciones de fractura y filtracin de fluido, por lo que se requiere el uso de una computadora para su aplicacin. Sin embargo, Nordgren


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tambin presenta expresiones analticas aproximadas que se pueden usar fcilmente para calcular manualmente la geometra 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. Tambin se considera que el ancho es constante a lo largo de la altura de la fractura. Como la longitud (L ) es un parmetro que aumenta continuamente a lo largo del trabajo de fracturamiento, el espesor de fractura puede aumentar sin que aumente el Pc , el cual disminuye durante las primeras etapas del trabajo y luego alcanza un valor constante. Dado que L aumenta ms rpido que lo que disminuye Pc , 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 comparacin de las tendencias de la presin del fluido a partir de observaciones de campo, carecen de informacin precisa acerca de la geometra de fractura, estn limitados por que requieren especificar la altura de la fractura o bien asumir que la fractura ser radial. Esta es una limitacin significativa, que no siempre es posible conocer a partir de registros u otros datos si la fractura estar 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 mnimo esfuerzo.

- 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 tambin proporcionaron soluciones para fluidos que siguen la ley de potencias) y el comportamiento de goteo de los fluidos lo define una expresin simple derivada de la teora de filtracin. - Asumen que la roca que se fractura es como un slido lineal elstico isotrpico, continuo y heterogneo. - Suponen que la fractura es fija en altura o completamente confinada. - Suponen una de dos situaciones: la altura es larga (PKN) o pequea (KGD) con relacin a la longitud. - El modelo KGD supone que el extremo (la punta) del proceso domina la propagacin de la fractura, en tanto el PKN no lo considera. Recientemente se han desarrollado modelos ms sofisticados que han aportado mejores resultados. Grupo 3. Modelos tridimensionales y pseudo tridimensionales Los modelos mencionados anteriormente estn limitados debido a que se requiere especificar la altura de la fractura o asumir que se desarrollar una fractura radial. Tambin la altura de la fractura vara 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 clculos del flujo total de fluidos bidimensional (2D) en la fractura son acoplados a la respuesta elstico tridimensional (3D) de la roca, mientras que en los modelos pseudo


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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 orientacin del pozo o el patrn de disparos, que puede causar que la fractura tome, al inicio, una direccin particular; pero, finalmente, tendr una orientacin perpendicular al mnimo esfuerzo. b) Modelos planos tridimensionales. Suponen que la fractura es plana y se orienta perpendicularmente al mnimo esfuerzo, no intentan hacer clculos complejos que se desven de este comportamiento plano. c) Modelos pseudo tridimensionales. Intentan capturar el comportamiento significativo de los modelos planos sin la complejidad de los clculos. Los dos principales tipos son los modelos elpticos y los basados en celdas. En el primero, el perfil vertical de la fractura se asume que consiste en dos alas elpticas unidas en el centro. La longitud horizontal y la punta de la extensin 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 clculo del flujo de fluidos en la direccin vertical al clculo de la geometra 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 parmetros ms importantes para el diseo de un tratamiento de fractura utilizando estos modelos pseudo 3D incluyen: a) Propiedades mecnicas de la roca: esfuerzo de cierre de la roca, modulo de Young, relacin de Poisson y Toughness de la fractura. b) Propiedades petrofsicas: permeabilidad, porosidad, saturacin de agua, composicin mineralgica. c) Propiedades del fluido del yacimiento: tipo y composicin del fluido. Si es aceite, la gravedad especifica, composicin, asfaltenos, parafinas, etc. Si es gas, su composicin, contenido de cido sulfhdrico, coeficiente de compresin, etc. d) Propiedades del yacimiento: presin original, presin de fondo esttica y fluyendo, gradiente de temperatura. Sea cual fuere el tipo de modelo que se use para calcular la geometra de fractura, se dispone de datos limitados en los tratamientos para validar el modelo usado. Desde el punto de vista comercial de los tratamientos hidrulicos, la historia de presin durante el tratamiento es normalmente el nico dato disponible para validar el modelo y determinar la geometra de fractura. Si un simulador incorpora el modelo correcto, ste debe coincidir tanto en la presin de tratamiento como en la geometra de la fractura. Est fuera del objetivo de esta gua presentar o demostrar ecuaciones matemticas muy complejas. Existen en


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el mercado distintos software que involucran los parmetros tcnicos y econmicos ms importantes en el diseo de una fractura; sin embargo, resulta importante mencionar que estos software consideran en sus clculos algunos de los conceptos tcnicos bsicos que se discutieron al comentar los dos primeros grupos de modelos. Adems, los avances en la investigacin han permitido incorporar nuevos modelos matemticos que simulan distintas condiciones de operacin y que, obviamente, permiten no slo mejorar los diseos en el campo sino seleccionar el fluido y el apuntalante ms adecuado. En estos modelos, el flujo de fluidos se describe por ecuaciones de conservacin de masa (incluyendo la densidad del fluido) y se expresa en trminos de velocidad. Vale decir que esas ecuaciones se plantean como vectoriales y de conservacin de momentum. Este modelo tridimensional plano resuelve ecuaciones muy complejas para simular condiciones de distintos fluidos, tanto newtonianos como no newtonianos (principalmente del tipo plsticos de Bingham y de ley de potencias. La gua de usuario del simulador de fracturas M Frac III es una buena referencia, donde se fundamenta lo sealado en el prrafo anterior. 4.2. Tortuosidad y otros efectos en la vecindad del pozo En pozos desviados, disparados inadecuadamente o mal diseados, se observan en la vecindad grandes prdidas por friccin. Es importante entender estos fenmenos y el efecto que tiene la geometra de la fractura cerca del pozo en el desarrollo del tratamiento. Esas prdidas en la vecindad del agujero son atribuidas a efectos como la tortuosidad (cambio o giro imprevisto o repentino de fractura), alineacin inadecuada de la fase de disparos,

puntos estrechos inducidos de la roca y fracturas mltiples. Todos ellos disminuyen el xito del tratamiento, pues incrementan la presin neta y aumentan las probabilidades de arenamiento causado por el limitado ancho de fractura cerca del pozo. Geometra de fractura alrededor del pozo. Algunos estudios han encontrado que los disparos deben estar orientados en un rango de 10 a 20 dentro del plano normal del mnimo esfuerzo para que la fractura inicie en los disparos y se extienda. Otros estudios muestran que, si no se orientan en la direccin sealada y los pozos son direccionales, la fractura puede crecer en forma de S. En realidad, es muy difcil predecir las cadas de presin cerca del pozo en agujeros desviados debido a la incertidumbre de la geometra de fractura cerca de la vecindad del pozo. El propsito 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 desviacin. Los tres supuestos componentes en la prdida de presin en la vecindad del agujero son: - La friccin a travs de los disparos - Los giros de la fractura (por ejemplo la tortuosidad) - La friccin por un desalineamiento de los disparos, los cuales pueden sumarse:

p cercadelpozo = p pf + ptort + p misalign

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Salvo la friccin a travs de los disparos, no es posible predecir los efectos cerca del pozo. Existen modelos para esos mecanismos de incremento de presin y cada mecanismo tiene uno o ms parmetros, que pueden ser evaluados con datos de campo Friccin en los disparos. Un pozo disparado de manera deficiente tiene un efecto significativo en la ejecucin y


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evaluacin de un tratamiento de fractura debido a que los disparos afectan la presin de rompimiento y de tratamiento, pudiendo provocar un arenamiento. Si los disparos son de la fase y tamao 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 cmo 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 presin en la fractura y el esfuerzo contra el cual se abre la fractura. Cuando la fractura se abre contra un esfuerzo mayor que el mnimo in situ, el ancho de la fractura se reduce con relacin a aqulla que gira. Este proceso de reduccin del ancho de fractura a lo largo de la reorientacin del camino restringe el flujo y podra 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 mnimos horizontales y otros datos experimentales o de campo. Desalineamiento de fases. La mayora de los disparos no estn alineados con el plano preferencial de fractura, a menos que se contara con la informacin de la direccin de esfuerzos de un pozo en particular y de los accesorios necesarios para perforar la tubera. Si se usa una pistola fase 0o, la orientacin de los disparos al plano de la fractura puede ser tan similar como una fase de 90o. Por otra parte, una alineacin casi perfecta de fase 0o causa una propagacin preferencial de fractura de una ala con penetracin de la ala compaera, debido a la cada de presin que resulta del flujo alrededor del anular hacia la ala no conectada.Restriccin Pozo

APozo Fractura plana

Di sparos

Reorientacin de la fractura

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

Figura 2. La fractura gira y cambia para alinearse con la direccin preferente de propagacin.

Nolte seal que si la fractura no inicia en los disparos, el fluido se comunicar con la fractura a travs de estrechos canales alrededor de la tubera de revestimiento, atravesando el micro anillo (A) y pasando el rea 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 ste 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 presin por friccin en las tuberas y altas en la fractura. Fcil remocin despus del tratamiento Compatibilidad con los fluidos de formacin. Mnimo dao a la permeabilidad de la formacin y fractura. Por su bajo costo, alto desempeo y fcil manejo los fluidos base agua son muy usados en los tratamientos de fracturamiento hidrulico, muchos polmeros 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 concentracin de polmeros ( carga polimrica) puede neutralizar los efectos trmicos, pero no resulta econmico, ni prctico por el dao que provoca en la cara de la fractura. En su lugar se utilizan agentes activadores cuya funcin es incrementar el peso molecular efectivo del polmero, aumentando la viscosidad del fluido. Los primeros fluidos base aceite utilizados en fracturamientos con apuntalante fueron aceites crudos

estabilizados, no causan dao y el flujo de retorno es incorporado directamente a la produccin, 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 (mximo 3 o 4 lb/gal), las prdidas por friccin 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 ms arena y alcanzar geometras 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 voltiles y contaminantes, por lo que actualmente se usa en formaciones altamente sensibles al agua. 5.1.1. Polmeros viscosificantes Existen distintos tipos, derivados de la goma natural guar o derivados celulsicos. En este aspecto el avance tecnolgico ha permitido el desarrollo de nuevos fluidos fracturantes, bsicamente podemos nombrar los siguientes a) Goma guar. Fue de las primeras utilizadas para viscosificar el agua usada en los fracturamientos, es un polmero 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 molculas del polmero se asocien con las del agua, desarrollndose y extendindose en la solucin. b) El hidroxipropil guar (HPG). Se deriva del Guar con xido de Propileno, contiene de 2 a 4% de residuos insolubles, pero algunos estudios (Almond y Ca. 1984 y Brannon y Pulsinelle 1992) indican que ambas (Guar


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y HPG) causan casi el mismo grado de dao, sin embargo esta HPG es ms estable que el Guar a temperaturas o mayores (pozos > 150 C) y ms soluble en alcohol. c) El carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG). Es un doble derivado del guar, el primer polmero usado para pozos de baja temperatura. Para esa aplicacin es activado con aluminatos (que lo hacen ms econmico que un fluido HPG activado con zirconatos o titanatos). Es tambin 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 azcar glucosa, el HEC. Pueden ser activadon a PH de 6 a 10 con zirconatos o con lantnidos. e) Carboximetilhidroxietil celulosa (CMHEC). Se forma al activar suavemente el HEC agregando el grupo carboximetil. Este polmero provoca una activacin con iones metlicos como aluminatos, zirconatos o titanatos en ambientes con PH de aproximadamente de 2 a 4. g) La goma xantana. Es un biopolmero producido metablicamente por el microorganismo xantomonas campestres. Esta solucin 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 deformacin (de corte) menores de 10 s-1, las soluciones de xantana suspenden mejor la arena que la HPG h) Fluidos de nueva generacin. Actualmente hay en el mercado fluidos fracturantes ms limpios y ecolgicos. El dao causado al entorno ambiental y al yacimiento es mnimo.Gerencia de Ingeniera

Hoy en da existen fluidos llamados de baja carga polimrica. Se ha demostrado que, entre otras cosas, incrementan la conductividad de la fractura debido a que requieren de menor cantidad de polmero en la zona de inters, al igual que una menor cantidad de polmero para romper. Es aplicable en rangos de temperatura de o 190 a 400 F. Los hay en versin para baja temperatura y bajo PH. Adems, este tipo de fluidos combina polmeros de alta eficiencia con activadores de alto desempeo, manteniendo una alta viscosidad durante mayor tiempo. Existen sistemas que no utilizan guar o HEC libre de polmeros y slidos llamados fluidos visco elsticos, que slo requieren de agua ms un electrolito (cloruro de potasio o de amonio) y de un surfactante visco elstico (VES), el cual se asocia con las molculas de la salmuera formando estructuras cilndricas llamadas micelas, que le dan al fluido una viscosidad similar a la que desarrollan las cadenas de polmeros. Estos productos son de nueva generacin y, por lo mismo, son caros. Las ventajas que ofrecen sobre los fluidos polimricos es que no requieren de quebradores internos o externos, pues al contacto con los hidrocarburos de la formacin su estructura pierde las propiedades visco elsticas, ya que las molculas del fluido vuelven a ser esfricas, obtenindose agua con 1 cp de viscosidad, a diferencia de los 10 12 cp que tiene el fluido activado con guar despus de quebrado. Gracias a esta condicin, el flujo de retorno ser ms fcil, aun en pozos con baja presin de fondo. 5.1.2. Aditivos Se usan para romper el fluido, una vez que el trabajo finaliza, para controlar la prdida de fluidos, minimizar el dao a la formacin, ajustar el PH, tener un control de bacterias o mejorar la estabilidad con12


la temperatura. Debe cuidarse que uno no interfiera en la funcin de otro. a) Activadores de viscosidad. Son agentes reticuladores que unen las cadenas formadas por el polmero y elevan considerablemente la viscosidad, activando el fluido. Entre los ms comunes se tienen los boratos, aluminatos, zirconatos. La Tabla 1 muestra las caractersticas principales de los activadores ms usados. La seleccin del activador depender del polmero utilizado para generar el gel lineal, de la temperatura de operacin y del PH del sistema. Si la concentracin del activador es muy baja, el ritmo de la activacin ser ms lenta y el desarrollo de la viscosidad ser ms baja que la esperada. Por el contrario, si la concentracin excede el rango ptimo, el ritmo de la activacin ser ms rpido y la viscosidad final puede ser mucho ms baja debido a la syneresis (precipitacin de la solucin polimrica causada por el colapso de la red polimrica). En casos ms severos, provoca agua libre. Los contaminantes qumicos (como bicarbonatos, fosfatos o silicatos) presentes en el agua de mezcla, incluso algunos estabilizadores de arcilla y espumantes, pueden interferir en el desempeo 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 activacin, tales como la temperatura y el PH del fluido, condiciones de deformacin, tipo de activador y la presencia de otros componentes orgnicos que reaccionan con el activador. b) Quebradores. Reducen la viscosidad del sistema fluido-apuntalante, partiendo

el polmero en fragmentos de bajo peso molecular. Los ms usados son los oxidantes y las enzimas. Entre los primeros se encuentran los oxidantes de persulfato de amonio, potasio y sodio. Su descomposicin trmica produce radicales de sulfatos altamente reactivos que atacan el polmero, reduciendo su peso molecular y su habilidad viscosificante. Esta descomposicin es muy dependiente de la temperatura. Por debajo de 125 oF es muy lenta, si se usa slo el persulfato; sin embargo, puede acelerarse con la adicin de aminas. Por arriba de esta temperatura, la generacin de radicales sulfatos ocurre muy rpidamente. En cuanto a las enzimas, stas son tambin 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 polmero inmediatamente que se mezcla. Bajo ciertas condiciones, son tan reactivas como los persulfatos. Recientemente existe en el mercado una nueva generacin de enzimas llamadas especficas, formuladas para degradar de manera particular los fluidos polimricos base guar o celulsicos 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 pelcula que acta como una barrera entre el rompedor y el fluido


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fracturante. Cualquier tipo de rompedor puede ser encapsulado, incluso enzimas y cidos. La Tabla 2 es una gua de los principales rompedores y sus caractersticas de aplicacin. c). Aditivos para prdida de filtrado. Un buen control de prdida de filtrado es esencial para un tratamiento eficiente. La efectividad de los aditivos depender del tipo de problema de prdida: - Prdida por una matriz de permeabilidad alta o baja. - Prdida por microfracturas Generalmente las formaciones con baja permeabilidad tienen abiertos los poros ms pequeos. Una roca de 0.1 mD puede tener un dimetro de poro promedio menor de 1.0 m, mientras que una roca de 500 mD lo tiene de 20 m. El rango de tamao de poro puede ser muy largo, lo que beneficia a los aditivos de prdida, ya que se tiene un amplio rango de tamao de partculas, de tal manera que esos espacios puedan ser puenteados. En formaciones de alta permeabilidad, los polmeros y aditivos pueden ser capaces

de penetrar la mayora de los poros y formar un enjarre interno. La harina slica es un aditivo efectivo de prdida de filtrado y ayuda a establecer un enjarre. Otras partculas, como los almidones, son tambin buenos aditivos de prdida. Estos son polisacridos de cadena larga de molculas de glucosa. Las resinas solubles en aceite tambin son usadas como control de prdida de filtrado, ya que pueden puentear y sellar los poros para reducir la prdida de fluido. Tienen la ventaja sobre la harina slica y los almidones en que son solubles en aceite y se disuelven en hidrocarburos lquidos producidos. d). Bactericidas. Previenen la prdida de viscosidad causada por bacterias que degradan el polmero. Los polisacridos (polmeros de azcar) usados para espesar el agua, son excelentes fuentes de origen de comida para las bacterias, stas arruinan el gel reduciendo el peso molecular del polmero. Una vez que se introduce dentro del yacimiento, algunas bacterias pueden sobrevivir y reducir los iones de sulfatos a cido sulfhdrico.

Tabla 1.- Caractersticas de los Activadores comnmente usados

Activador

Borato

Titanato

Zirconato

Aluminato

Polmero Activado

Guar, HPG, CMHPG

Guar, HPG, Guar++, HPG++, CMHPG, CMHEC CMHPG, CMHEC+ CMHPG, CMPHEC+ 3 - 11 3 - 11 3-5

Rango de PH

8 - 12

Temperatura lmite o superior ( F) Deformacin degradada + ++

325

325

400

150

No (3-5)

Si

Si

Si

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


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Tabla 2.- Seleccin de rompedores

Criterio de Seleccin

Oxidantes

Enzimas

Observaciones

Desempeo temperatura

en

alta

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 especficas En teora las enzimas tienen la ventaja debido a su naturaleza cataltica, sin embargo, su sensibilidad a la temperatura, PH y otros qumicos 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 pequeos fracgmentos que se oxidan. Llas enzimas especficas han mejorado muchas de las caractersticas de las enzimas tradicionales. Las enzimas, a menos que se expongan a condiciones extremas de temperatura o PH, reaccionan con los polmeros por un perodo de tiempo mas extendido ( das) que los oxidantes ( horas). Un rompimiento rpido permite un retorno agil del pozo, esto se logra mejor con oxidantes, sin embargo las enzimas especficas han demostrado una evolucin con respecto a las enzimas tradicionales Las enzimas son altamente sensibles al PH, por lo que su control es necesario para un buen desempeo, los oxidantes son afectados por apuntalantes cubiertos con resina curables lo que no afecta a las enzimas.

Integridad rompimiento

del

Duracin del rompedor

Rpido rompimiento

Sensibilidad qumica

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 polmero. Por esta razn es prctica comn agregar el bactericida a los tanques de fractura antes de que se agregue el agua, para asegurar que el nivel de enzima bacterial se mantendr bajo. Los bactericidas no son necesarios en fluidos base aceite ni en fracturamientos cidos. e). Estabilizadores. Se adicionan al gel lineal (fluido fracturante sin activar) para proporcionar mayor estabilidad al fluido, cuando se tienen altas temperaturas de operacin, normalmente arriba de 200 oF. Por lo general, ayudan a mantener la viscosidad del gel reticulado a estas temperaturas, retardando la degradacin. Suelen ser compuestos salinos, como el tiosulfato de sodio (Na2S2O3), que favorecen la formacin de uniones intermoleculares. f).Surfactantes. Tambin llamados agentes activos de superficie. Es un

material que, a bajas concentraciones, absorbe la interfase de dos lquidos inmiscibles, como pueden ser dos lquidos (aceite y agua), un lquido y un gas o un lquido y un slido. 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 ms detalle, ver la Gua de estimulaciones). g). Controladores de PH (buffers). Se utilizan por dos razones especficas: para facilitar la hidratacin o para proporcionar y mantener un determinado rango de pH, que permita el proceso de reticulacin (activacin). Los buffers de hidratacin, por lo general son sales, como el acetato de sodio o el bicarbonato de sodio, y se adicionan para facilitar la formacin del gel lineal (fluido sin activar), mejorando la hidratacin, es decir, la incorporacin del solvente en la cadena polimrica. Los buffers para control de pH se adicionan al gel lineal, ya formado, para que el agente reticulante se active y


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pueda formar los enlaces entrecruzados entre las cadenas polimricas. Por lo general, son soluciones de sales, como el carbonato de potasio. h). Estabilizadores de arcilla. Utilizados bsicamente para la prevencin de migracin de arcillas. Se usan soluciones del 1 al 3% de cloruro de potasio para estabilizar las arcillas y prevenir su hinchamiento. Tambin los cationes orgnicos de tetrametil cloruro de amonio son usados como efectivos estabilizadores. 5.2. Caracterizacin fracturantes de los fluidos

de fluidos, conductividad de fractura y dao a la formacin; mismos que pueden usarse en el diseo de la fractura y simuladores de produccin, y que deben determinarse antes de utilizar el sistema de fluido en el campo. El American Petroleum Institute (API) ha publicado prcticas recomendadas para algunos mtodos de caracterizacin de laboratorio. Reologa. Las evaluaciones de laboratorio ms comunes son las mediciones reolgicas del esfuerzo de corte estacionario. La propiedad que se determina es la viscosidad aparente, la cual es una funcin de la velocidad de corte, de la temperatura del fluido y del tiempo, y es obtenida usando el viscosmetro cilndrico concntrico rotacional (Fann). Los datos se relacionan con un modelo matemtico para predecir la viscosidad del fluido en varios ambientes que ocurren durante el proceso de fractura. Modelo ley de potencias. Es el ms usado para representar el comportamiento de los fluidos de fractura en los simuladores de diseo de fracturas, (ver Gua de molienda de empacadores para mejor referencia de este modelo). Reologa de la lechada. Para los fluidos que contienen apuntalante del 20 al 80% del volumen total de tratamiento de fractura, actualmente existen pocos datos reolgicos para estas lechadas. La determinacin de la reologa de las lechadas de fractura es un problema considerable debido a la dependencia sobre la composicin del fluido, geometra de flujo, temperatura, tiempo y tamao del apuntalante, densidad y concentracin.

Las propiedades reolgicas 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 prdida de fluido (filtracin) en el medio poroso. Hay un vnculo muy cercano entre la qumica de los fluidos y sus propiedades fsicas. Los modelos reolgicos y su control permiten representar tanto los fluidos base agua como los complejos fluidos de espuma (fuera del objetivo de esta gua). Los aditivos de los fluidos fracturantes y los sistemas de fluido se caracterizan por los siguientes propsitos: Desarrollar el sistema y aditivos Obtener los datos de entrada para el simulador de diseo de fracturas Controlar la calidad antes o durante el tratamiento La caracterizacin del sistema determina si una nueva composicin mejora un sistema existente o si puede tener un desempeo similar a menor costo. De igual manera, permite obtener datos representativos del desempeo en reas crticas, tales como: reologa, prdidas por friccin en tuberas, ritmo de prdida


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Filtrado. Uno de los puntos clave en el diseo de un tratamiento de fracturas es el conocimiento preciso de qu tan rpido se perdern los fluidos en la fractura hacia el yacimiento. Sin esta informacin, sera imposible disear un tratamiento que proporcione una geometra de fractura especfica. Los tratamientos de minifracturas o el precolchn durante los tratamientos permiten estimar el coeficiente de filtrado y, en todo caso, realizar los ajustes necesarios en el diseo. Este valor es calculado a tiempo real a travs del software. Su visualizacin se hace a travs de cualquier monitor incluso in situ. 6. CARACTERSTICAS DE LOS APUNTALANTES Adems 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 formacin. Una vez concluido el bombeo, resulta crtico para el xito de la operacin colocar el tipo y la concentracin adecuada de apuntalante. Los factores que afectan la conductividad de fractura son: Composicin del apuntalante. Propiedades fsicas del apuntalante. Permeabilidad empacada del apuntalante. Efectos de la concentracin de polmeros despus del cierre de la fractura. Movimientos de finos de formacin en la fractura. La degradacin del apuntalante a lo largo del tiempo Las propiedades fsicas que debe tener un apuntalante y que impactan en la conductividad de la fractura son: Resistencia Distribucin y tamao del grano

Cantidad de finos e impurezas Redondez y esfericidad Densidad Para abrir y propagar un fracturamiento hidrulico, debe rebasarse los esfuerzos in situ. Despus de poner en produccin el pozo, estos tienden a cerrar la fractura y confinar el apuntalante. Si la resistencia del apuntalante es inadecuada, el esfuerzo de cierre triturar el apuntalante, creando finos que reducirn la permeabilidad y la conductividad. De igual manera, en formaciones suaves, el apuntalante se puede embeber, es decir, incrustarse en las paredes de la formacin. Los apuntalantes estn diseados para soportar los esfuerzos de cierre de la formacin, y se debe seleccionar de acuerdo con los esfuerzos a que estar sometido y a la dureza de la roca. La diferencia entre la presin de fractura y la de produccin en el fondo proporciona un estimado del esfuerzo mximo efectivo (esfuerzo de cierre) sobre el apuntalante. Las condiciones en que se presenta un mximo trituramiento pueden ocurrir durante el reflujo del pozo y las pruebas de produccin, cuando la presin fluyendo en las perforaciones es baja o inicialmente baja durante la produccin debido a que el gradiente de fractura est en su mximo. Sin embargo, si el pozo al inicio est terminado y produciendo con una elevada presin de fondo y un gasto de produccin constante, el mximo esfuerzo efectivo sobre el apuntalante es menor. La Figura 4 muestra la comparacin de resistencias de algunos apuntalantes y la permeabilidad que generan. El tipo y tamao de apuntalante se determina en trminos de costo-beneficio. Los apuntalantes de mayor tamao proporcionan un empaque ms


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permeable, ya que la permeabilidad se incrementa con el cuadrado del dimetro del grano. Su uso debe evaluarse en funcin de la formacin a apuntalar, las dificultades de transportar y colocar el apuntalante. Las formaciones sucias o sujetas a migracin de finos son poco indicadas para apuntalantes grandes, ya que los finos tienden a invadir el empaque apuntalado, causando taponamientos parciales y rpidas reducciones en la permeabilidad. En estos casos, es ms adecuado usar apuntalantes ms pequeos que resistan la invasin de finos. Aunque estos apuntalantes pequeos 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 tamao (lo que normalmente se convierte en una rpida declinacin). Los apuntalantes de tamao grande pueden ser menos efectivos en pozos profundos porque son ms susceptibles de ser aplastados, ya que los esfuerzos de cierre son mayores (a medida que el tamao de grano se incrementa, disminuye su resistencia). Los apuntalantes grandes presentan un mayor problema en su colocacin por dos razones: se requiere una fractura ancha para los granos mayores y el ritmo de colocacin de las partculas aumenta con el incremento del tamao. Si la distribucin del tamao de los granos es tal que el rango de medicin contiene un alto porcentaje de granos pequeos, la permeabilidad empacada con el apuntalante (y su conductividad) se reducirn en comparacin con la empacada con granos ms pequeos. La presencia significativa de finos puede reducir altamente la permeabilidad de la fractura. Por ejemplo, 20% de material ms fino que la malla No. 40 reducir la

permeabilidad de la arena 20/40 en un factor de 5.10Apuntal ante de alta resistencia

Permeabilidad (Darcys)

Apuntal ante de resistencia intermedia

100Arena cubierta con resina Arena

1000 2000

6000

10000

14000

Esfuerzo de cierre

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

A medida que el esfuerzo de cierre se hace mayor, es decir, aumenta el esfuerzo horizontal mnimo, ocurre una reduccin significativa de la conductividad de la fractura lograda con la colocacin de un determinado apuntalante. La Figura 5 muestra la variacin 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 qu tanto el grano de una partcula 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 ms o menos del mismo tamao, los esfuerzos sobre l se distribuyen ms uniformemente, resultando en mayores cargas antes de que el grano se fracture.


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Los granos angulosos fallan en esfuerzos de cierre bajos, produciendo finos que reducen la conductividad de fractura. Las normas API recomiendan un lmite para la arena. En ambos parmetros es de 0.6. La densidad del apuntalante influye en su transporte, porque el ritmo de colocacin aumenta linealmente con la densidad. As, apuntalantes de alta densidad son ms difciles de suspender en el fluido fracturante y transportarlos a la fractura. Esto puede mejorarse utilizando fluidos altamente viscosos o incrementando el gasto de inyeccin para reducir el tiempo de tratamiento y el tiempo de suspensin. La Tabla 4 presenta los apuntalantes ms comnmente utilizados en Mxico y algunas de sus caractersticas.Apuntalante 20/406000 5500 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000Aren a Otawa AcFr ac PR Carbolite Carbo Prop HC Interprop I Interprop Plus Dura-prop Super-prop

importancia para tener una mejor certidumbre del desarrollo de la operacin, 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 polimrica o con ms rompedor del recomendado. De acuerdo con la temperatura, se revisa que el agua cumpla con las caractersticas requeridas para la operacin, sin bacterias o exceso de fierro que pueda causar dao al yacimiento. 7. METODOLOGA DE DISEO 7.1. Fundamentos Existen dos razones por las cuales se realiza un tratamiento de fractura en un pozo: para incrementar su produccin o su inyectividad. Si el tratamiento se realiza en un pozo productor, asumiendo que contenga hidrocarburos para producir y que la presin sea suficiente en el yacimiento, el tratamiento de fractura, por lo general, incrementa la produccin, lo que da como resultado un retorno ms rpido de la inversin, ya que las reservas son recuperadas en perodo de tiempo ms corto. El diseo de un tratamiento involucra un proceso de optimizacin que permite balancear la prediccin del incremento de produccin 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 prdida de filtrado, tipo y cantidad de agente sustentante y nivel de potencia requerida. Cada fracturamiento requiere diferentes diseos hasta obtener la mejor propuesta a sus objetivos. Para la realizacin de un trabajo de fracturamiento, debe contarse con una

CONDUCTIV IDAD DE FRACTURA (m D - pie)

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 despus del fracturamiento hidrulico. Es de suma


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cantidad de informacin previa y con una serie de herramientas como: Registros elctricos. Anlisis pre y postfractura de pozos vecinos. Estudios de laboratorio sobre propiedades de la formacin Caractersticas del fluido de fractura y del apuntalante. Resultados del anlisis de la presin transitoria del yacimiento para estimar su permeabilidad y dao. Simuladores del comportamiento de la produccin del yacimiento. Modelos para el diseo de fracturas hidrulicas. Anlisis de pruebas micro y minifrac. Anlisis postfractura de pozos vecinos. 7.2. Consideraciones de diseo El diseo de un trabajo de fracturamiento es exclusivo para un determinado pozo y no debe ser aplicado a otro, pues el xito logrado en el primero muy probablemente no se repetir en el segundo. Se requiere de un conocimiento detallado de la geologa del yacimiento especfico, su mecanismo de produccin y caractersticas de los fluidos de yacimiento. El anlisis petrogrfico de la roca de yacimiento es un factor clave deTIPO DE ARENACuarcitica Sinttica Sinttica SintticaSinttica Cuarctica curable cubierta con resina Cuarctica curable cubierta con resina

xito, por lo que deben considerarse los siguientes parmetros de diseo: Litologa y mineraloga de la formacin. Analizar los valores de porosidad y permeabilidad para determinar la conductividad y longitud de fractura. As mismo, la resistencia de la roca gobierna el espesor de fractura y el tipo y procedimiento de colocacin del agente sustentante. Geometra de la fractura. El mdulo de Young est relacionado con el ancho de fractura y con la posibilidad de obtencin de fracturas altamente conductivas. La relacin de Poisson est 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 inters. Una zona con un esfuerzo horizontal pequeo y baja relacin de Poisson, probablemente no servir como barrera efectiva para la extensin de la fractura, mientras que una zona con alta relacin de Poisson confinar la fractura. Fluidos y energa del yacimiento. La viscosidad del crudo, su tendencia a formar emulsiones, el contenido de asfaltenos y las caractersticas deMALLA20/40; 16/30; 12/20 20/40; 12/20 20/40; 16/20 20/40; 16/3020/40 20/40; 16/30 20/40; 16/30

RESISTENCIA (PSI)Hasta 4000 Hasta 8000 Hasta 10000 Hasta 12000Hasta 14000 Hasta 5000 Hasta 6000

NOMBRE COMERCIALOTAW A, UNIMIN, VOCA ECONOPROP, VALUEPROP NAPLITE, CARBOLITE CARBOPROP, INTERPROP CARBOHSP, SINTERED BAUXITE SUPER LC, ACFRAC SB EXCEL SUPER DC, ACFRAC SB PRIME MAGNAPROP, CERAMEX E DAYNAPROP, CERAMEX I HYPERPROP, CERAMEX P

Sinttica curable cubierta con resina Sinttica curable cubierta con resina Sinttica curable cubierta con resina

Hasta 10000 Hasta 12000 Hasta 14000

20/4020/40 20/40

Tabla 4.- Apuntalantes de mayor uso comercial en MexicoGerencia de Ingeniera 20


formacin de parafinas deben considerarse en la seleccin y modificacin del fluido de fractura. Debe tenerse conocimiento sobre la presin de yacimiento, ya que es la responsable de la expulsin del fluido de fractura despus de terminado el tratamiento. Configuracin fsica del pozo. Los pozos a los que se les vaya a hacer un trabajo de fracturamiento deben contar con ciertas caractersticas en su terminacin y sistema de conexiones, que deben ser previstas con anticipacin y tomadas en cuenta para que permita la ejecucin del trabajo con seguridad y el retorno del pozo a produccin despus del tratamiento. Si se va a hacer un trabajo de fracturamiento a un pozo ya existente o un pozo viejo, deber modificarse de acuerdo con las limitaciones impuestas por las condiciones de terminacin de dicho pozo. 7.2.1. Procedimiento para optimizar econmicamente el diseo de la fractura Lo medular en el diseo de un tratamiento de fractura es optimizar el gasto de produccin y la recuperacin de la reserva de un pozo para maximizar su rentabilidad. El procedimiento de optimizacin requiere mtodos para determinar la geometra del agujero y produccin de la fractura apuntalada, que pueden estar en forma de monograma, soluciones analticas, modelos para la geometra de la fractura en 2 3 dimensiones, clculos del ndice de productividad (IP), tipos de curvas, modelos analticos o numricos para simulacin de la produccin. La precisin de la optimizacin depende de lo sofisticado del modelo y la exactitud de los parmetros incluidos. Obviamente, el software de diseo maneja estos parmetros. Un procedimiento bsico para la optimizacin econmica es como sigue:

1. Seleccin del sistema de fluidos aplicable a la formacin. 2. Seleccin del apuntalante basndose en su resistencia y conductividad. 3. Determinacin del volumen a bombear y la programacin de inyeccin de material sustentante. El gasto de inyeccin y el volumen de apuntalante se utilizan para la programacin del transporte, en la cual se modela el efecto de la adicin de sustentante en su penetracin y concentracin a lo largo de la fractura. 4. Determinacin del mximo gasto de bombeo permitido, basndose en la limitante de presin de los cabezales y tuberas. El gasto de inyeccin ptima es un balance entre la reduccin de la prdida de fluido y el incremento del caballaje hidrulico cuando el gasto se incrementa. Deber ser considerada la degradacin de algunos fluidos fracturantes en el diseo. 5. Seleccin de un modelo apropiado de la propagacin de la fractura y conductividad (ejemplo 3D y P3D) para las caractersticas de la formacin y comportamiento de la presin sobre la base del esfuerzo in situ, prueba de laboratorio, tratamientos de calibracin y anlisis de registros. Los software actuales (por ejemplo: simulador Mfrac III Institucional) permiten relacionar la productividad antes y despus de la fractura, y pueden utilizarse para comparar el comportamiento de varias longitudes y conductividad de fractura. 6. Determinacin de la entrada de datos requeridos para el modelo geomtrico seleccionado. 7. Determinacin de la penetracin y conductividad de la fractura para una seleccin del tamao del tratamiento y concentracin del apuntalante por medio de un simulador. Los simuladores


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permiten realizar combinaciones de las variables a ser consideradas, y comparar el efecto de varias variables para obtener un diseo ptimo ante una determinada situacin. Esto ltimo generalmente se hace a travs del clculo del valor presente neto (VPN), comparando las ganancias de la produccin predicha con los costos del tratamiento. El anlisis de una prueba minifrac, realizada justo antes del trabajo de fractura, puede ayudar a determinar los valores de prdida de filtrado para los fluidos reales a utilizar. 8. Determinacin del gasto de produccin y recuperacin acumulada en un determinado perodo seleccionado para una penetracin de apuntalante y su correspondiente conductividad. 9. Clculo del valor presente de los ingresos netos de la produccin basada en un gasto discontinuo (por ejemplo: la suma del valor presente para cada ao del perodo seleccionado). 10. Clculo del costo total del tratamiento, incluyendo los costos asociados con los fluidos, apuntalante y caballaje hidrulico. 11. Clculo del VPN para la fractura, pero sustrayendo el costo del tratamiento del ingreso neto descontado del pozo (paso 9 menos paso 8). 12. Repeticin del ciclo del proceso computacional hasta que el VPN decrece o se llega a la mxima longitud. 13. Construccin de curvas mostrando el VPN de la fractura con otros criterios econmicos apropiados contra la penetracin de la fractura. La produccin acumulada para una longitud especfica estar an aumentando. El ciclo se puede repetir para otros materiales o condiciones, tales como concentraciones de los lquidos y aditivos, gastos de la inyeccin, tipos de apuntalantes y concentraciones mximas

o con otros modelos de la geometra. El nmero de iteraciones depender de la exactitud requerida y la exactitud de los parmetros de entrada para determinar los lmites. Un nmero de modelos econmicos combinan la geometra y los tipos de yacimientos para hacer estudios detallados en una cantidad de tiempo razonable. 7.2.2. Seleccin de las variables de diseo Cuando se disea un trabajo de fracturamiento hidrulico pueden variar diversos parmetros. Tpicamente, el volumen bombeado ser especificado como parte del diseo y el gasto de inyeccin es usualmente predeterminado. El tipo de sustentante y su programacin de uso tambin debern ser especificados, por lo que se deben considerar las siguientes variables: Base del fluido Viscosidad del fluido Propiedades de prdida de filtrado Friccin en la tubera Volumen de fluido Gasto de inyeccin Tipo de sustentante Concentracin del sustentante Propiedades fsicas de la formacin Temperatura del fluido en la fractura Las limitaciones de la mayora de los factores presentados estn relacionadas con el ancho de fractura. A continuacin se indican los pasos que ayudarn en la seleccin del fluido, gasto de inyeccin, sustentante y cdula de bombeo. 7.2.3. Seleccin de un fluido de fractura Existe una amplia gama de fluidos de fractura para responder a la gran variedad de condiciones de un pozo. Estos fluidos han sido diseados para diferentes niveles de pH, amplias


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variaciones de temperatura y, en fin, para las caractersticas prevalecientes de un proceso de fracturamiento. Las propiedades ms importantes que debe tener un fluido de fractura fueron comentadas en la seccin cinco. Cuando se selecciona el fluido de fractura se deben considerar tres elementos: disponibilidad, costo y calidad tcnica. Temperatura de fondo del pozo. Es la consideracin ms importante en la seleccin del fluido. Se relaciona con el tiempo de bombeo, la prdida por filtrado y la limpieza de la formacin, una vez extrado 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 prdida de fluido por filtrado a la formacin y la posibilidad de que se produzca un arenamiento, por la incapacidad de suspensin del agente transportador, con lo cual no podra ser arrastrado al interior de la fractura, taponando el pozo. Capacidad de transporte del sustentante. En la seleccin de un fluido de fractura, se debe evaluar la capacidad de suspensin 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 seleccin tcnica del fluido de fractura estar basada en la compatibilidad con los fluidos y propiedades de la roca del pozo, en la capacidad del fluido para trasmitir la presin hidrulica dentro de la fractura, extender la fractura dentro de la formacin, crear suficiente anchura de la fractura como para permitir la colocacin del agente apuntalante dentro de la fractura, controlar su depositacin y, finalmente, asegurar la limpieza del pozo despus de la fractura. Prdida de fluido. La prdida de fluido afecta el tiempo de la penetracin y del

cierre. Los mecanismos que controlan la prdida de fluido se discutieron en la seccin 5. Hay un cierto grado de dependencia de la permeabilidad de la formacin, pero el control de prdida de lquido para casi cualquier sistema de fluido que fractura puede ser mejorado usando los aditivos adecuados. 7.2.4. Seleccin del apuntalante La consideracin ms importante para seleccionar el apuntalante es que optimice la permeabilidad o conductividad con la mejor relacin costo / beneficio asociado. El apuntalante con la permeabilidad ms alta no es siempre la opcin ptima. Deben considerarse el volumen de apuntalante y el costo requerido para obtener una conductividad ptima 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).Costo relativo del apuntalante ($/md-ft3 )

0.0025 0.0020 0.0015 0.0010 0.0005

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

0 1000 3000 5000 7000 9000 11,000 13,000 15,000Esfuerzo 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 especfica:

Vrp = p (1 p ) / k f

(10)


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A medida que el esfuerzo se incrementa, el volumen relativo de apuntalante ( Vrp ) tambin aumenta; esto, por el bajo esfuerzo del apuntalante debido a la prdida de permeabilidad y porosidad. El producto de ( Vrp ) y el costo de cada apuntalante graficado contra el esfuerzo de cierre (Figura 7) refleja la rentabilidad para alcanzar la conductividad deseada. Se utilizan en los lmites de las prcticas de uso del apuntalante en lbm/ft2 del rea que se desea apuntalar (es decir, 1 a 3 lbm/ft2) y las concentraciones mximas utilizadas para alcanzar las amplitudes de la fractura deseada, generalmente 16 libras/gal (ppg) para los yacimientos de baja permeabilidad.Volumen del apuntalante re lativo (lbm/md-ft 3)

Cuanto mayor es la longitud apuntalada de la fractura y mayor es el volumen de apuntalante, mayor es la produccin, salvo limitantes por factores como el dimetro de la tubera de produccin, el lmite de conductividad realizable en la fractura, el crecimiento de la altura de la fractura y el radio de drene del pozo.Arena 10 ppg ISP 10 ppg Arena 14 ppg ISP 14 ppg Arena 16 ppg ISP 16 ppg

2,300,000

2,100,000 Un ao NVP ($)

1,900,000

1,700,000

1,500,000

1,300,000

1,100,000 100

300

500

700

900

Penetracin del apuntalante (ft)

0.0025 0.0020 0.0015 0.0010 0.0005

Arena caf Arena Blanca del norte Arena cubierta con resin a Bauxita ISP

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

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

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

7.2.5. Seleccin del tamao del tratamiento Si se considera que el fluido del tratamiento y gasto de inyeccin fueron seleccionados considerando su capacidad para el transporte del apuntalante, prdida de filtrado, caballaje hidrulico y lmite de presin, las otras consideraciones principales del diseo son: El tamao del tratamiento Tipo de apuntalante Cdula de bombeo.Gerencia de Ingeniera

Dentro de estos limitantes, el tamao del tratamiento se debe basar idealmente en la penetracin ptima de la fractura, determinada por las consideraciones econmicas. Un diagrama de VPN contra la penetracin apoyada se muestra en la Figura 8 para una ISP (Pci ) y una concentracin de arena de 10, 14 y 16 libras por galn (ppg). En la grfica se puede observar que el menor VPN es para una concentracin de arena de 10 ppg y la mayor rentabilidad a un ao se alcanza entre 500 y 600 pies de penetracin. La mayor permeabilidad lograda por concentracin de apuntalante se alcanza con 16 ppg a 900 pies, se observa que el VPN aument en un 35%. Aunque el mximo VPN es obtenido para una penetracin especifica, el querer una penetracin adicional tendr un costo mayor. 7.2.6. Seleccin del gasto de inyeccin

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Depende de un gran nmero de factores. Se deben considerar altos gastos de inyeccin para incrementar la eficiencia del tratamiento, como resultado de disminuir los tiempos de prdida 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 cada, menos degradacin de la viscosidad y reducir el tiempo de bombeo. Al aumentar la presin en la superficie tambin aumenta el caballaje hidrulico y, por consiguiente, el costo. Es difcil describir el efecto que tiene el gasto de inyeccin sobre la capacidad de colocar el agente apuntalante, hasta que se est realizando la fractura; ya que se puede presentar problemas de colocacin del apuntalante en el pozo en la medida que el trabajo se va desarrollando. 7.2.7. Seleccin del modelo geomtrico Un paso importante en el diseo de la fractura es simular su geometra y la colocacin del apuntalante. La simulacin permite al ingeniero de diseo: Asegurarse de que la adicin del apuntalante no cause un arenamiento no deseado Determinar el fluido de tratamiento y volumen de apuntalante requerido. Asegurar que la concentracin de apuntalante proporcione una adecuada conductividad. Existe un gran nmero de simuladores (discutidos en la seccin 4). Su operacin se basa en una teora de geometra de fractura, un modelo de prdida de fluido, un modelo de viscosidad de fluido y un modelo de transporte del agente de sostn. Si se est en la posibilidad de elegir entre ms de un simulador, seleccione aqul que tome en cuenta los factores de mayor importancia para el caso en particular que se est tratando, y

limitarse a usar exclusivamente.

dicho

simulador

Es difcil predecir con precisin toda la informacin de entrada requerida por los simuladores. Cuando los resultados de campo varan significativamente con respecto de lo pronosticado por el simulador, lo ms probable es que ste haya recibido informacin inadecuada. Otras veces los errores pueden ser que el simulador elegido utiliza modelos de carcter simplista. Asimismo, un sofisticado simulador tridimensional puede dar predicciones alejadas de la realidad debido a que se le introdujo mucha informacin supuesta. Por lo anterior, si existen diferencias significativas entre las predicciones del simulador y los resultados de campo, el primer paso es la validacin de la informacin que se ha introducido al simulador. Si esto no produce resultados exitosos, debe intentarse con otro simulador. 7.3. Evaluacin de la fractura durante la operacin. La correcta evaluacin del comportamiento de la fractura depende de varios parmetros. Dos de ellos son la presin neta p neta y la capacidad de presin de formacin. La primera es la presin de fondo en el pozo a nivel de los disparos (Phidrosttica + Pbombeo) menos la presin de cierre de fractura ( p ci ), y est definida por la ecuacin 10; mientras que la capacidad de presin de la formacin nos indica el lmite de presin al cual la fractura se mantiene confinada.

p neta = p w pci

(10)

Cuando la presin neta alcanza la capacidad de presin de la formacin, la fractura pierde confinamiento. Los


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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. (propagacin vertical de la fractura fuera de la formacin)

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

Log(BHTP-FCP)

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 prdida de fluido. Aunque es deseable medir la p neta real en un fracturamiento, operacionalmente la mayora de las veces no es posible. Por lo tanto, para estimar la presin neta, la presin superficial debe ajustarse por los efectos de prdidas de presin por friccin y cambios en la presin hidrosttica, por las variaciones de concentracin de sustentante. Proceso de propagacin de la fractura. La interpretacin de las pendientes en una grfica logartmica de presin neta p neta vs tiempo permiten evaluar el comportamiento de la fractura. La teora que soporta este criterio de evaluacin est fundamentada en anlisis de flujo de fluidos en medios porosos, por lo que aqu slo se presentan los criterios finales de anlisis. La Figura 9 ilustra las tres etapas tpicas que se presentan en la evolucin de la geometra de la fractura. La primera etapa indica el desarrollo inicial de la fractura, donde sta 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 presin indica que la fractura

Modelo III Modelo I Modelo II Modelo IV

Log(Tiempo de la bombeo)

Figura 9. Evolucin geomtrica de la fractura y presin durante el bombeo.

Evaluacin del comportamiento de la fractura a partir de grficas log-log. La Figura 10 ilustra los diferentes modos de propagacin de fractura. El modo , donde la pendiente se incrementa gradualmente, indica que la fractura est siendo contenida verticalmente (pendiente -1/8 a -), por lo que la fractura se extiende longitudinalmente dentro del yacimiento. El Modo , a presin constante, pendiente cercana a cero, indica que la presin neta ya rebas la capacidad de presin de la formacin, 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 rebas el esfuerzo de confinamiento de una barrena vertical, o alta prdida de fluido a travs de las caras de la fractura. El modo , donde la pendiente es cercana a la unidad, indica que la fractura dej de propagarse muy probablemente por excesiva prdida de fluido. Esta etapa significa el arenamiento en el vrtice 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 ms sustentante o bien que existe restriccin en el flujo en la vecindad cercana a la pared del pozo. Debido a los altos gastos de inyeccin 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 debera ser interpretado por el ingeniero responsable de la operacin como un modo de alerta. Finalmente, el modo V , con pendiente negativa, indica un crecimiento irrestricto de la altura de la fractura con la consecuente pobre propagacin longitudinal de la misma.Paso 1 Punto de OrigenPozo Modelo radial

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

Paso 1 Linea de Origen

Modelo KGD

Barrena

Etapa 3

1

Modelo PKN Etapa 2

pc = min

Grfica lineal de presin Barrena Presin de fondo del pozo 1 2 3

pc =

Tiempo Grfica log de la presin neta

log( net = pw pc ) p

1

2

3

Log (Tiempo)

Figura 10. Presin de cierre de fractura determinada a partir de la prueba minifrac o declinacin de presin.

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, perdindose conductividad; por lo que, en todo caso,


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APNDICE 1. Nomenclatura

Pef = Presin para extender la fractura(psi) Presin de cierre instantneo o ISP (psi) Ph = Presin Hidrosttica (psi) = Densidad de fluido (lbs/gal) D = Profundidad (pies) Ps = Presin de tratamiento en Superficie ( psi) Pfrictp = Prdidas por friccin en tp (psi)

Pci =

viscosidad del fluido L = Longitud de fractura Pc = Cadas de presin por filtracin entre la interfase del yacimiento y la parte lejana del mismop cercadelpozo = Cadas de presin en la

=

p pf =

vecindad del pozo Cadas de presin a travs de los disparos de presin por tortuosidad = Cadas de presin debido a desalineamiento de los disparos Volumen relativo de apuntalante

ptort = Cadas p misalign

PfricP =Prdidas

por

friccin

en

los

disparos (psi) PHid = Potencia Hidrulica (HP)

= =

Q=

E =

= l = a = = =

Gasto de bombeo (Gal/min) Esfuerzo axial unitario o normal de la roca (psi) Deformacin axial unitaria Mdulo de Young de elasticidad (psi) Relacin de Poisson Expansin lateral de la roca Contraccin longitudinal o axial de la roca cuando se somete a compresin. Constante de Biot Esfuerzo efectivo de la roca Presin de poro o de formacin pared del pozo

Vrp =

p p = Porosidad del apuntalantek f = Permeabilidad de fractura

(lbm/md-ft3) = Densidad del apuntalante

Pw = Presin de fondo en el pozo anivel de los disparos (Phidrosttica + Pbombeo)

p= min = Esfuerzo efectivo mnimo en ladT = Variacin de TemperaturaResistencia a la tensin de la roca nivel de los disparos (Phidrosttica + Pbombeo) Esfuerzo vertical de la roca

t =

Pw = Presin de fondo en el pozo a

v = H = Esfuerzo horizontal de la roca h = Esfuerzo horizontal mnimo de laroca

HF = Altura de la fractura C = Prdida de fluido KIC = Resistencia aparentefractura (toughness)Gerencia de Ingeniera

de

la

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APNDICE 2. ReferenciasReservoir Stimulation in Petroleum Production Michael J. Economides, University of Houston Curtis Boney, Schlumberger Dowell. Hydraulic Fracturing G.C. Howard C.R. Fast. Monograph Volume 2 SPE Henry L. Doherty Series Allen, T.O. and Roberts, A.P. Production Operations 2, Well Completions, Workover and Stimulation. Oil & Gas Consultans International, Inc. Fourth Edition, Volume 2. USA, 1993. Barron, A. N., Hendrickson, A. R. and Weiland, D. R.: The effect of Flow on Acid Reactivity in a Carbonate Fracture, JPT (April 1962), 409-415; Trans. AIME (1966), 225. Broaddus, G.C., and Knox, J.A.: Influence of Acid Type and Quantity in Limestone Etching, paper API 581-39-I presented at the 1965 API Mid-Continent Meeting, Wichita. Coulter, A.W., Crowe, C.W., Barret, N.D., and Miller, B.D.: Aternate Stages of Pad Fluid and Acid Provide Improved Leakoff Control for Fracture Acidizing, paper SPE 6124, 1976. Crowe, C.W., Hutchinson, B.H., and Trittipo, B.L.: Fluis Loss Control: The Key to Successful Acid Fracturing, paper SPE 16883, 1987. Crowe, C.W., Martin, R.C., and Michaelis, A.M.: Evaluation of Acid Gelling Agents for Uso in Well Stimulation, JPT (Aug. 1981), pp 415-424. Daneshy, A.A. On the Design of Vertical Hydraulic Fractures. JPT , January 1973. Daneshy, A.A. Experimental investigation of Hydraulic Fracturing Through Perforation. JPT, p. 1201. October 1973. Daneshy, A.A. Hydraulic Fracture Propagation in Layered Formations. SPEJ, 33. February, 1978. Desai, C.S., and Christian, J.T. (Eds.), Numerical Methods en Geotechnical Enginnering, Mcgraw-Hill Book Company, N.Y., 1977.

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Documents

07 - Fracturamiento Hidráulico