1

Marzo 2012

Curso

Fracturas Hidráulicas

Nivel básico

2

Hidráulica de Fracturas

3

Hidráulica

Hay (5) valores de presión requeridos para evaluar un tratamiento de fractura:

• STP – Presión superficial del tratamiento (observada)• PH – Presión hidrostática en la parte media de los disparos• DPf – Caída de presión por fricción en la tubería• DPNW – Caída de presión en la vecindad del agujero• Pbhfp – Presión de fondo

4

Donde:

STP = Presión Tratamiento Superficial

DPNW = Caída de presión en la

vecindad del agujero

DPf = Fricción en la tubería

PH = Presión Hidrostática

Pbhtp = Presión de fondo

Pfrac= STP + PH - DPf - DPNW

Hidráulica

5

Presión Hidrostática

PH = 1.42*SG*Prof (m)

Donde:

PH = Presión Hidrostática en psi

SG = Gravedad específica de la

mezcla

Prof= Profundidad en metros

PH = 0.052*ppg* prof (ft)

Donde:

PH = Presión Hidrostática en psi

SG = Densidad de la mezcla en

ppg

Prof= Profundidad en Ft

6

Fricción en tubería

• Normalmente es obtenida de laboratorio por la compañía de servicio

• Condiciones en campo pueden dar valores de fricción diferentes

• >> Solución : usar una “sarta muerta” o directamente medida por el

BHTP

7

Caída de presión en la vecindad del agujero

Hay 2 partes para el cálculo de DPNW

• Fricción en disparos• Fricción en la cercanía del pozo (tortuosidad)

8

Fractura Hidraulica

Perforación o Disparos

• A) Fase de las pistolas

• B) Densidad de los disparos

• C) Diametro de la perforacion

• D) Alcance de la penetracion

9

Fractura Hidraulica

• Propósito

– Establecer una comunicación efectiva entre el yacimiento y el wellbore.

– Cargas

10

Fractura Hidraulica

• Perforación en una Fase

1 ft

11

Fractura Hidraulica

• Perforación Multifase

12

Fractura Hidraulica

• Fricción en los Disparos• Depende de:

– Número de perforaciones– Tamaño de perforaciones– Gasto de Inyección

13

Fricción en disparos

rQ2 0.323N2D4

DPpf =

Donde:

DPpf = Fricción en las perforaciones

Q = Gasto de la bomba en bpm

N = Número de perforaciones

D = Diámetro de la perforación en pulgadas

r = Densidad de la mezcla en gr/cc

14

Tortuosidad en la vecindad del agujero

• La tortuosidad se contabiliza en la caída de presión debido a la conexión restringida a la fractura principal

• Múltiples fracturas

• Orientación en la vecindad del pozo diferente de la dirección del mínimo esfuerzo

15

Prueba “ Step Down”

La caída de presión en la vecindad del pozo (DPNW) es medida con una Prueba “Step Down”

• La inyección es establecida en el gasto de tratamiento de fractura propuesto

• El gasto es reducido en una serie de pasos

• Un ISIP es realizado y la caída es registrada

• DPNW es calculada para cada

paso

16

Prueba “Step Down”

• Prueba errada • Prueba OK

De GRI-AST Abril 1996

17

Presión Neta

Pnet= Pfrac - Pc

Con la presión dentro de la fractura (Pfrac), podemos definir la Presión Neta de Fracturamiento:

Donde:

Pnet: es la presión neta de fracturamiento

Pc: es la presión de cierre

La presión neta en la fractura es una herramienta importante de diagnóstico

En el cierre, esta presión neta representa una cantidad de energía almacenada en la fractura

18

Arenamiento

¿Fractura empacada o arenamiento en la vecindad del agujero?

PPA PPA

Pre

sión

Su

per

fici

e (p

si)

Pre

sión

Su

per

fici

e (p

si)

Tiempo de Bombeo Tiempo de Bombeo

Arenamiento cerca el pozo Arenamiento dentro la fractura (packed-frac)

19

Requerimientos de Potencia

HHP = P*Q/40.8

Donde:

HHP = Potencia hidráulica

P = Presión de tratamiento superficial (psi)

Q = Gasto de la mezcla (bbl/min)

APUNTALANTES

Comportamiento de la arena dentro de la Fractura.

Propiedades a tomar en cuenta del Apuntalante.

Relación de Apuntalante con respecto a la Conductividad.

APUNTALANTES

El movimiento de las partículas del Apuntalante están afectados por los siguientes parámetros:

Densidad del Apuntalante.

Velocidad del fluido.

Viscosidad del fluido.

Filtrado (Perdida de fluido a la formación).

Densidad del fluido.

Forma del Apuntalante.

Concentración del Apuntalante.

APUNTALANTES

En general, excesiva concentración puede dificultar el transporte del apuntalante.La creación de la longitud de fractura hidráulica, difiere de la longitud apuntalada, por que esta no puede ser transportada a los puntos donde el ancho de fractura es menor a tres veces el diámetro del Apuntalante.

APUNTALANTES

Apuntalante Apuntalante Pad

El “Asentamiento” del Apuntalante es básicamente función de las características del fluido de fractura y del mismo Apuntalante

APUNTALANTES

3000 3500 4000 4500 5000 6400

6360

6320

6280

6240

6200

6160

6120

6080

6040

6000

Stress Profile

Closure Stress (psi)

Permeability

Low High

Proppant Concentration (lb/ft²)

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

Concentration of Proppant in Fracture (lb/ft²)

Mercer #4-11

0 100 200 300 400

Length (ft)

Dep

th (

ft)

3000 3500 4000 4500 5000 6400

6360

6320

6280

6240

6200

6160

6120

6080

6040

6000

Stress Profile

Closure Stress (psi)

Permeability

Low High

Proppant Concentration (lb/ft²)

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

Concentration of Proppant in Fracture (lb/ft²)

Mercer #4-11

0 100 200 300 400

Length (ft)

Dep

th (

ft)

En la “Conveccion”, las etapas de fluidos mas pesadas (ej.Etapas con Apuntalante) se desplazan rapidamente desde los punzados hacia el fondo de la fractura

APUNTALANTES

Las principales propiedades medibles a tomar en cuenta de un Apuntalante son los siguientes:

Tamaño de los granos.

Redondez y Esfericidad de los granos.

Calidad (cantidad de impurezas que contenga el material Apuntalante).

Resistencia al Cierre.

APUNTALANTESAPI RP 56 “Practicas Recomendadas Para Pruebas De Arenas Usadas En Operaciones De Fracturamiento Hidráulico”

APUNTALANTES

Tamaño de los granos.

APUNTALANTES

Tamaño de los granos.

APUNTALANTES

Comportamiento de la conductividad de la fractura al variar la malla del Apuntalante para igual concentración

FRACTURA HIDRÁULICA

Distribucion

Uniforme No uniforme

APUNTALANTESAPI RP 56 “Practicas Recomendadas Para Pruebas De Arenas Usadas En Operaciones De Fracturamiento Hidráulico”

Redondez

Esfe

ricid

ad

.

Grafica de Comparacion Visual de Referencia a la Macrofotografia.

Redondez y Esfericidad de los granos.

FINOS E IMPUREZAS

DOC / CEO (AIATG)

Slide #32

Calidad (cantidad de impurezas que contenga el material Apuntalante).

APUNTALANTESAPI RP 56 “Practicas Recomendadas Para Pruebas De Arenas Usadas En Operaciones De Fracturamiento Hidráulico”

Prueba

API RP 56 (Arena de Fractura)

API RP 58 (Grava de Empaque)

API RP 60 (Propante del

alta resistencia)Redondez >0.6 >0.6 >0.7 Esfericidad >0.6 >0.6 >0.7

Distribución del GranoTamiza Arriba <0.1% <0.1% <0.1%

Tamizas Designadas >90 % >96 % >90 %Pan <1% <2% <1%

Finos e Impurezas <2 % <1% -Turbidez <250 FTU <250 FTU -

Requerimientos

FINOS E IMPUREZAS

DOC / CEO (AIATG)

Slide #34

APUNTALANTES

Al cerrar una fractura atrapa el Apuntalante y aplica un esfuerzo el mismo:

• Depositado.• Supendido. En este ultimo el Apuntalante permanece

suspendido hasta que el cierre ocurre o el gel se rompe.

Mecanismo de Cierre: Natural: Por filtración del fluido hacia la formación. Inducido: Consiste en provocar un retorno controlado.

Resistencia al Cierre.

Tipo de Apuntalante vs Esfuerzo de Cierre

APUNTALANTES

6

8

10

15

20

0 5 10 15 20 25

Arena

Arena Resinada

Apuntalante IntermedioCeramica

Apuntalante Intermedio Bauxita

Apuntalante Resistencia Alta Bauxita

Esfuerzo de Cierre (X 1000 psi)

API RP 56 “Practicas Recomendadas Para Pruebas De Arenas Usadas En Operaciones De Fracturamiento Hidráulico”

APUNTALANTESAPI RP 56 “Practicas Recomendadas Para Pruebas De Arenas Usadas En Operaciones De Fracturamiento Hidráulico”

APUNTALANTESProveedores de Apuntalantes:

FRACTURA HIDRÁULICA

APUNTALANTES La selección del apuntalante es crítico

para el éxito de la fractura Apropiada cantidad de apuntalante Tipo de apuntalante

FRACTURA HIDRÁULICA

Factores que afectan la conductividad de la fractura

Propiedades físicas Concentración Permeabilidad generada por el apuntalante Efectos del polímero Movimiento de finos de la formación en la

fractura Degradación de apuntalante a largo plazo

La selección o/y manipulación adecuada del apuntalante nos ofrece mejorar la conductividad de una fractura:

Incrementar la concentración del Apuntalante, que es producir una mayor fractura.

Usar Apuntalante grande para obtener mayor permeabilidad.

Emplear Apuntalante de alta resistividad con el objeto de reducir la creación de partículas (finos) e incrementar la productividad.

APUNTALANTES

APUNTALANTES

Comportamiento de la conductividad de la fractura al variar la concentración del Apuntalante.

PERMEABILIDAD DEL APUNTALANTE

En la fractura final la permeabilidad es:

LTDP = STCP*F1*F2*F3

dónde:LTDP = Permeabilidad de empaque sucio, largo plazoSTCP = Permeabilidad de empaque limpio, corto plazoF1, F2, F3 son los factores de daño

LTDP = 397 * 0.416 * 0.834 * 0.8 = 110 darcy

28%

TRITURACIÓN DEL APUNTALANTE

F1 = e-s/D

Dónde: F1 = Factor de daño por la trituración

s = Cierre de tensión en miles (psi)D = Constante de trituración del apuntalanteValores ‘D’ para varios tipos de apuntalante

• Arena (de todos los tipos) 6• RCS curable (ej. Super LC) 8• RCS precurada (ej. Super DC) 10• ISP (Carbolite) 17• ISP (ValuProp, InterProp) 25• Bauxita incrustada 35

Pc = s Hmin- BHFP

Presión de cierre 2500 psi

Apuntalante 0.416Carbolite 0.86

APUNTALANTE INCRUSTADO

F2 = e-s/3E

Dónde:F2 = Factor de daño debido al

incrustamientos = Cierre de tensión en miles (psi)E = Módulo Young en millones (psi)

F3 = 0.3 to 0.9

F3 = 0.3 - 0.4 para ion metal activado (titaniano, zirconato)

F3 = 0.45 - 0.65 para borato convencional

F3 = 0.75-0.9 para polímeros bajos de borato

Presión de cierre 2500 psiModulo de Youngs 4.6 e+6 psi

F2= 0.834 F3= .8

FRACTURA HIDRÁULICA

Esfuerzo de cierre

Embebimiento

Ancho de fractura

Polímero

FRACTURA HIDRÁULICA

APUNTALANTES

APUNTALANTES Es importante mencionar que dejar un ancho de fractura descontrolada,

provocara que tengamos retorno de apuntalante, cuando no se bombea arena del tipo antiretorno.

FRACTURA HIDRÁULICA

TIPO DE APUNTALANTES Arena Arena resinada Apuntalante de resistencia media Apuntalante de alta resistencia

FRACTURA HIDRÁULICA

ARENA Sand White, Ottawa

Resistencia 4000 psi

Gravedad específica 2.65

FRACTURA HIDRÁULICA

ARENA RESINADA Resistencia Media (5,000 psi)

Super LC, Super DC, SB Excel, SB Prime

Resistencia Intermedia (6,000 psi) AcFrac Black Plus, AcFrac Gold, Optiprop

Gravedad Específica 2.57 - 2.62

FRACTURA HIDRÁULICA

APUNTALANTE DE RESISTENCIA INTERMEDIA

Econoprop, Carbolite

Resistencia 8,000 - 10,000 psi

Gravedad Específica 2.70

FRACTURA HIDRÁULICA

APUNTALANTE DE ALTA RESISTENCIA Ceramax E, Ceramax I, Ceramax P

Resistencia 12,000 - 15,000 psi

Gravedad Específica 2.53 -2.59