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CURSO FRACTURA
Introducción teórica
Jorge Robles - abril 2008
1. AST - Advance Stimulation Technology
2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA
3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR
4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN
5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA
6. CONCEPTOS CRÍTICOS
- TIP EFFECT
- CONVECCION
- TORTUOSIDAD
6. FLUIDOS DE FRACTURA
7. AGENTES DE SOSTEN
1. AST - Advance Stimulation Technology
• Que es AST
• Metodologia de AST
AST (Advanced Stimulation Technology)
AST es una metodología para la optimización del fracturamiento mediante:
• Identificación de conceptos críticos (tortuosidad, conveccion, etc)
• Uso de modelos de propagacion 3D
• Realizando ensayos para calibración de los modelos
• Colectando datos real time
• Haciendo seguimientos y evaluaciones postfractura
Hasta 1984 el diseño de fracturas hidraulicas se hacía con modelos
bidimensionales. A partir de esa fecha GRI trabajó en base a
experiencias de laboratorio, datos de campo y numerosos experimentos
en distintos reservorios tratando de lograr un modelo de fractura más
representativos de la fractura real.
AST (Advanced Stimulation Technology)
AST – Aportes a la industria
Mediante esta técnología se logra aproximar la fractura real a la
diseñada, pudiendo predecir con más precisión la respuesta en
producción y por ende saber si será rentable la inversión.
Los modelos 2D, siempre daban geometrías mayores y por ende más
productivas. La realidad que muestran los modelos 3D es que las
fracturas son más cortas y altas. Además existen fenómenos como la
tortuosidad que pueden llevar a un arenamiento prematuro y que no
eran considerados.
AST – Aportes a la industria
Fracturas más cortas y altas
Geometrías complejas:
Pueden haber una serie de factores que
propicien la iniciación de multiples fracturas
Metodologia AST Son 7 pasos que resumen la metodologia AST y que deben ser cumplidos para
Obtener un resultado exitoso.
Overview AST
Nota: La selección de un mal candidato llevará a que no sea beneficioso un
Tratamiento de estimulacion a pesar de que se cumplan todos los demas pasos
1. AST - Advance Stimulation Technology
2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA
3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR
4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN
5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA
6. CONCEPTOS CRÍTICOS
- TIP EFFECT
- CONVECCION
- TORTUOSIDAD
6. FLUIDOS DE FRACTURA
7. AGENTES DE SOSTEN
2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA
• Tipos y objetivos de la estimulación
¿Qué es el Fracturamiento ?
Es la técnica que consiste en aplicar presión
hidraulica a una roca reservorio, mediante la
inyección de un fluido viscoso, hasta que se
produce la falla o fractura de la misma y
mantenerla abierta para colocar un agente
apuntalante, creando un canal de alta
conductividad que comunica pozo/reservorio.
Propagación de la Fractura
Propagación de la Fractura
Inicio del Bombeo del Apuntalante
Apuntalamiento de la Fractura
Apuntalamiento de la Fractura
Desplazamiento del Apuntalante
Cierre de la Fractura
Cierre de la Fractura
Geometría de la Fractura
Objetivos del fracturamiento
• Remover el daño cercano al pozo (NWB damage)
• Incrementar la producción con el proposito de mejorar el
NPV o incrementar reservas. (Una estimulación efectiva puede hacer
económico un pozo que era antieconómico y más económico uno que ya era
económico).
Nota: No todos los pozos son económicamente candidatos para una
estimulación. El proceso de selección es importante.
• Mejorar la Producción (petroleo o gas – 5 a 10 veces)
• Extender Vida Productiva (mejorar acumulada final)
• Mayor régimen de inyección
• Mejor uso de la energía del reservorio
• Desarrollar Reservas Adicionales
• Mitigar Problemas de produccion de finos
• Cambio del régimen de producción para control de agua
Razones para fracturar
Razones para fracturar (cont.)
• Bypasear un daño en el wellbore.
• Incrementar el área efectiva de drenaje (< K)
• Conectar sistema de fisuras naturales
• Producir reservorios complejos (yacim. Compartiment.)
• Dá estabilidad al reservorio (minimiza el draw down).
• Incrementar eficiencia de producción (Mejor coneccion pozo/fractura).
¿Cuando fracturar? La pregunta correcta sería, cuando “NO fracturar”, ya que solamente se debe tener cuidado cuando:
Se tienen capas de agua o gas próximas.
Capas productivas muy depletadas.
Formaciones muy cerradas o pequeños espesores.
Altas permeabilidades de formación.
Formaciones muy sencibles.
En estos casos para fracturar hay que evaluar aspectos como el control de crecimiento, uso de modificadores de permeabilidad relativa, fluidos de fractura o aditivos para control de la afectación a formación, etc.
En todos los demás casos siempre se tendrán mejoras que generará un retorno que paga la inversión
Pozo Vertical
Pozo Vertical Fracturado
Más rápido retorno de la inversión
Pozo Vertical Fracturado
Más rápido retorno de la inversión y
Mayor acumulada final (fm. Fisurada).
Daño de Formación Durante el perido de flujo radial, cualquier obstrucción en el wellbore
Afecta fuertemente la producción.
Daño de Formación
• Migración de
Finos
• Deposición de
Asfaltenos
• Incrustaciones
• Flujo Trifásico
• Deposición de
Líquidos
• Solidos y Fluidos
de Perforación
• Fluidos de
Completación
• Emulsiones
• Residuos de Gel
• Cambio de
Mojabilidad
¿Como eliminar daño?–tratamiento matricial
• Disuelve el daño producido por Lodo de perforación, precipitados, etc.
• El tratamiento es general. ácido y es bombeado a régimen matricial.
• Efectivo para remover daño localizado en el wellbore (distancia radial
de pulgadas o pie).
rd
re
PiPwf
Pwf
rw
r = Radio de penetración (ft)
v = Vol. Bombeado (gal)
h = Altura de la zona a tratar (ft)
Ø = Porosidad (fracción)
¿Como eliminar daño?–tratamiento matricial
Desde el año 1947 la fractura hidraulica se a transformado en el método primario de estimulacion de pozos gasíferos y petrolíferos. En la actualidad, más del 60% de los pozos perforados son fracturados durante la completación.
Utilizando distintos fluidos de transporte se ubica el agente de sosten en la zona de interés, generando un canal de alta conductividad que bypasea el daño y facilita el drenaje de los fluidos del reservorio.
¿Como eliminar daño? – Fractura hidraulica
Caudal de Producción Esperado
¿Cual es la fractura más conveniente?
Dependiendo de la restricción a la producción que se pretenda eliminar será el diseño.
En general:
• Formaciones de alta permeabilidad: Requieren Fracturas cortas y de alta conductividad.
• Formaciones de baja permeabilidad: Requieren una fracturas de mayor longitud, no siendo la conductividad primordial.
Flujo en la fractura
Flujo en la fractura El radio efectivo ( rw
´) puede ser estimado a partir del factor de daño o la
Longitud del ala de la fractura, de forma tal que el comportamiento en
producción del pozo estimulado se pueda aproximar al flujo radial usando
( rw´) en vez del ( rw).
rw´= rw e-s = Lf / 2 (Pratt)
rw´= Radio efectivo del wellbore (ft)
rw = Radio del wellbore (ft)
Lf = Longitud de 1 ala de fractura (ft)
s = Factor de daño
1. AST - Advance Stimulation Technology
2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA
3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR
4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN
5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA
6. CONCEPTOS CRÍTICOS
- TIP EFFECT
- CONVECCION
- TORTUOSIDAD
6. FLUIDOS DE FRACTURA
7. AGENTES DE SOSTEN
2. SELECCIÓN DE CANDIDATOS PARA FRACTURAR
• Candidatos para la estimulación
• Optimizacion de la fractura
• Diagrama de flujo para la selección y deseño
Seleccion de candidatos para fractura
Siempre son buenos candidatos
• Pozos dañados
• Reservorios de baja permeabilidad ( >0.01 md)
Overview Seccion 2
Hydraulic fracturing Highlight 1.1.13
A veces son buenos candidatos
• Reservorios naturalmente fracturado
• Reservorios de alta permeabilidad inconsolidados
Nunca son buenos candidatos
• No existen
Parámetros necesarios diseñar la fractura
• Permeabilidad
• Factor de daño
• Fluido de reservorio: • Reservas
• Presión de reservorio
• Espesor mineralizado
• Porosidad
• Saturación de fluidos
• Área de drenaje
Condiciones de reservorio optimas para estimulacion
matricial
• Daño de punzado o en el near-wellbore
• Skin >> 0
• Solamente afecta pulgadas o máximo unos pocos pies de formación
• La permeabilidad de formación debe ser >> 1 md
• No es recomendada para K < 1 md ni para formaciones sin daño s < 0
Condiciones de reservorio optimas para Fracturamiento
• Permeabilidad entre 10 > K > 0.01 md (*)
• Reservorios con buena presion (no depletados).
• Buen espesor de zona con importante volumen de reservas
• Buenas barreras para control de crecimiento en altura
• Gran radio de drenaje
(*) K > 10 puede ser buen candidato si tiene daño profundo o de dificil ataque quimico
K < 0.1 puede ser buen candidato si los espesores son importes, buena presion, etc.
• Permeabilidades =/> de 10 md
• Permeabilidades =/< de 0.01 md
• Skin < -3
• Presion de reservorio inferior al 40% de la normal (aprox. 0.2 psi/ft)
• Zonas de poco espesor, con limitadas reservas
• Zonas lenticulares con antecedentes de arcillas en pozos cercanos
• Zonas con barreras débiles para controlar crecimiento vertical.
• Zonas próximas a capas de agua o gas de alta permeabilidad
Condiciones de reservorio que requieren estudio
para definir una fractura
Objetivo final del tratamiento de fractura
Indicadores económicos analizados
• NPV
• ROI
Job cost reduction Mike Cleary
Pasos para la optimizacion del tratamiento
Una vez que el candidato a sido seleccionado se procede al diseño
de la fractura óptima, para ello se utiliza un simulador e incluye 3 pasos
1. Predecir la perfomance en producción del pozo post tratamiento
2. Valorizar el tratamiento – Costo de la fractura
3. Hacer un análisis económico
Objetivo final del tratamiento de fractura
Optimización de la fractura
Consideraciones a tener en cuenta durante el proceso de optimización
• Barreras para el crecimiento de la fractura
• Producción de liquido (proporción de agua)
• Limpieza de la fractura
• Tipo de agente de sosten
• Tipo de fluido de fractura
• Área de drenaje
• Espaciamiento de pozos
• Costo de pozo
• Instalaciones
• etc.
Factor de conductividad adimensional FCD = W Kf
K Lf
W Kf = Conductividad de la fractura (md ft)
K = Permeabilidad de la formación (md)
Lf = Longitud de ala de fractura (ft)
Optimización de la fractura
El óptimo FCD para una fractura es de 1.2, corresponde a una geometría que
logra conductividad infinita (no hay caída de presión en la fractura), valores
mayores de Fcd pueden conducir a tratamientos innecesariamente grandes y
por ende menor NPV.
Un Fcd entre 1.2 y 10 es el recomendado para generar la máxima productividad
sin incurrir en gastos excesivos. Esto es valido pára permeabilidades medias, ya que para permeabilidades muy bajas (0.1 md) la
conductividad infinita se logra con minima conductividad de fractura y para permeabilidades altas (100
md) necesitamos una fractura altisimamente conductiva para lograr un Fcd cercano a 1.
Curvas de McGuire – Sikora – se
observa que para distinto grado de
penetracion de la fractura con respecto al
radio de drenaje se tiene incremento del
indice de productividad
Optimización de la fractura
Ec. De produccion para flujo estable o pseudoestable
q = (2khp/)/(ln(re /rw)+sf ) Para máxima produccion el denominador debe ser mínimo
gráfico de Cinco Samaniego
sf + ln(xf/rw) vs. Fcd
Proceso de selección de candidatos para fractura
Succesfull treatment
1. AST - Advance Stimulation Technology
2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA
3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR
4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN
5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA
6. CONCEPTOS CRÍTICOS
- TIP EFFECT
- CONVECCION
- TORTUOSIDAD
6. FLUIDOS DE FRACTURA
7. AGENTES DE SOSTEN
4. ESFUERZOS DE FORMACION
• Definición e importancia de los esfuerzos in situ
• Orientación de esfuerzo – su determinación
• Magnitud del esfuerzo – su determinación
• Métodos para determinar esfuerzos
• Análisis de los ensayos
Estado de Esfuerzos en el Subsuelo
1
2 2
Tres Esfuerzos
Principales
- Dos Horizontales(2, 3)
- Uno Vertical (1) 1 > 2 > 3
Los esfuerzos Principales son normalmente de
compresión, y varían a través del campo
Todas las rocas en el subsuelo están sometidas a esfuerzos provocados por el peso de
la columna Litostática (Overburden) y las fuerzas tectónicas.
Los esfuerzos en cualquier punto del subsuelo, son el resultado de estas fuerzas y
varían en función de las propiedades de las rocas (litología, porosidad, presión poral,
relación de Poisson etc.) y la fábrica de la roca (fracturas naturales, cementación, etc.)
Columna Litostática actuando sobre la zona de interés Esfuerzos tectónicos (externos) que suman a los esfuerzos "in situ". La presión poral soporta algo del peso litostático.
El esfuerzo efectivo es la diferencia entre el esfuerzo total y la presión poral.
El peso de la columna litostática (overburden) puede estimarse de perfiles (densidad), sin
embargo, no hay un método simple para determinar o estimar los esfuerzos tectónicos
(externos).
Factores que Influyen en el Esfuerzo
Importancia del esfuerzo
min
Dirección Pozo
de Fractura Fractura
max
Extensión Bajo Contraste
Vertical Alto
Alto Contraste
Conductividad
Esfuerzo
Esfuerzo
El esfuerzo mínimo en la zona a estimular
(esfuerzo de cierre) influye sobre la presión
de tratamiento y afectará también en la
conductividad del pack de fractura ya que
incidirá en el quebrantamiento y/o
empotramiento del sostén.
La fractura se propaga en una dirección perpendicular
al mínimo esfuerzo principal (min).
El contraste de esfuerzos entre la zona a
estimular (productiva) y las zonas que la
confinan, es el mecanismo que controla la
extensión vertical de la fractura.
Datos necesarios para determinar la Presion Neta
Para hacer un ajuste (matching) histórico de la
Presión Neta y poder determinar la geometría de
la fractura, es necesario un conocimiento preciso
de la Presión de Cierre de la zona a estimular.
Closure Stress Gradient vs fracture Gradient
La abrupta caída de presión a los 34
minutos, que corresponde al efecto de
la tortuosidad que no ha sido tomada
en cuenta. El análisis de la segunda
curva puede acarrear grandes errores
en el pronóstico de la geometría de la
fractura. Lo que puede dar lugar a
decisiones incorrectas en el
tratamiento tales como ajustes en el
caudal de inyección y cambios en el
esquema de inyección del
apuntalante.
Métodos para estimar la orientacion del esfuerzo
• A partir de estudio de coronas: Basados en que las fisuras que
se forman en la extracción de la corona son más numerosas en la
dirección del máximo esfuerzo principal.
• In situ – durante un tratamiento: Tilmiters y microsísmica
infieren la dirección de una fractura en crecimiento por el
movimiento de vectores en superficie y eventos microsísmicos
durante un tratamiento de fracturación.
Métodos para estimar la orientacion del esfuerzo
Un método confiable para determinar el azimut de la fractura inducida es el coronear
después de una prueba de Microfrac.
En una prueba de Microfrac, a pozo abierto, se inyecta un pequeño volumen de fluido
fracturando la formación, la fractura que se extiende radialmente hasta el fondo del pozo.
Recuperando una corona orientada permite "ver" la geometría y orientación de la fractura.
En el ejemplo se ven claramente fracturas múltiples inducidas durante la prueba.
Coronas
A veces, la dirección en las adyacencias del pozo puede ser la misma que lejos
del pozo pero esto no siempre es cierto. Los tiltímetros y la microsísmica
determinan la propagación de la fractura en la región alejada del pozo.
Métodos para estimar la orientacion del esfuerzo
Métodos para estimar la orientacion del esfuerzo - Tiltímetros
Por mediciones de la deformación del terreno en superficie mediante tiltímetros, es posible
determinar que geometría (orientación) de la fractura.
La apertura de la fractura provoca una deformación de la roca. Estas deformaciones (del
orden de los nano-radianes) pueden medirse en superficie en la inmediaciones del pozo que
esta siendo fracturado.
Mediante el análisis de las mediciones de deformación de los tiltímetros es posible
determinar la geometría de la fractura que mejor se ajusta al perfil de deformación medido.
Métodos para estimar la orientacion del esfuerzo Mapeo de fractura con Microsísmica
El mapeo muestra el acimut (dirección), longitud y altura de la fractura hidráulica determinada
por la microsísmica inducida durante el fracturamiento.
La emisión acústica es provocada por fallas de cizallamiento inducidas por la apertura de la
fractura presurizada, presiones porales altas y localizadas, y planos de debilidad en la roca
que rodea la fractura. Esta actividad microsísmica se detecta por receptores o sismógrafos de
avanzada (acelerómetros o geófonos) instalados en un pozo vecino.
Los resultados son graficados para delinear el crecimiento de la fractura y su geometría final.
Métodos para estimar la magnitud de los esfuerzo
• A partir de estudio de coronas y perfiles: Son métodos
indirectos y solo dan valores de esfuerzos en las proximidades del
pozo. Los perfiles de onda completa son mediciones acústicas y
tienen la ventaja sobre los estudios de corona que generan un perfil
vertical metro a metro. Los perfiles de litología tambien pueden
usarse para estimar esfuerzos. Estos registros indirectos tienen que
ser calibrados con mediciones directas para tener resultados más
exactos.
• In situ – durante un tratamiento: Son métodos directos, más
precisos, pero a menudo más caros.
-Microfrac en pozo abierto o entubado
-Minifrac
-Test de impulso.
Métodos para estimar la magnitud de los esfuerzo
Los procedimientos más comunes de medición son:
Perfiles (indirectos)
Sónico de Onda Completa
Litología
Pruebas de Esfuerzo (directos)
Bombeo/Cierre
Bombeo/Flow Back
Step Rate
Reapertura
Minifrac/Microfrac (directo)
Prueba de Pulso (Pulse Test)
Análisis Minifrac
Ecuación básica del esfuerzo
Ecuación Básica
min = Esfuerzo Mínimo, psi
= Relación de Poisson (del perfil)
ob = Esfuerzo Litostático, psi
p = Presión Poral, psi
= Constante Poroelástica de Biot
En esta ecuación se utiliza la constante de Biot para tomar en cuenta factores tales como
la tectónica, porosidad, fracturas naturales etc. Mediante este factor se pretende acercar más
los resultados surgidos de los registros electricos con los obtenidos por mediciones directas
Elasticidad lineal, base de la ecuación de esfuerzo
Las lutitas se deforman lateralmente más que las
arenas más rígidas cuando se solicitan a la
compresión de la columna litostática.
Por el confinamiento, la deformación lateral se
traduce en un esfuerzo lateral.
Las lutitas tienden a deformarse más que las arenas por lo que son
Buenas barreras naturales para el crecimiento en altura de las fracturas.
Propiedades de las Rocas obtenida de Perfiles - poisson
Los perfiles miden propiedades dinámicas, los modelos de
fractura usan propiedades estáticas.
Las herramientas de Onda Completa corren en un
ambiente líquido.
Si el cemento es bueno, puede usarse en pozo entubado.
La relación de Poisson () se calcula de las velocidades de
Corte y Compresional.
Donde: tc = Tiempo de tránsito Compresional, msg/ft
ts = Tiempo de transito Cizallamiento, msg/ft
Vs = Velocidad de Corte, ft/sg
Vc = Velocidad Compresional, ft/sg
El perfil usa un método dinámico (carga rápida aplicada sobre la roca). En general, se acepta
que las mediciones estáticas (aplicación lenta de la carga sobre la roca) representan mejor las
condiciones de fracturamiento. Las mediciones estáticas de la relación de Poisson se hacen
en laboratorio, aplicando carga en forma mecánica a una muestra representativa de la roca.
Otras propiedades de la roca obtenida de perfiles
Para estimar otras propiedades mecánicas de las rocas usadas en fracturamiento, se recurre
también a ecuaciones elásticas lineales.
Usando las velocidades de las ondas compresionales y de corte de un tren de onda completo
y combinándola con una medición adecuada de la densidad de la roca, se puede calcular el
Modulo de Young (E). La clave es obtener un valor exacto del tiempo de tránsito de la onda de
corte en la formación.
El Módulo de Young (E) obtenido de perfiles, es
típicamente mayor que los E medidos en el
laboratorio por un factor de 2.
Perfiles de Esfuerzo obtenido del Sónico de onda completa
Típico perfil vertical de esfuerzos, módulo de Young y relación de Poisson determinados de un
perfil sónico de onda completa. Obsérvese la gran correlación entre la relación de Poisson y
los esfuerzos. Esta tendencia se debe a que el esfuerzo se calcula con la relación de Poisson.
Determinación de Esfuerzo - Métodos Directos
Normalmente se bombean pequeños volúmenes a
bajos caudales
Facilitar el Cierre
Minimizar el Efecto Poroelástico
En Formaciones muy Cerradas, se Desfoga para
Reducir el Tiempo de Cierre
El análisis de la Reapertura, da el Límite Superior
de la Presión de Cierre
La Presión de Cierre Obtenida es Solo
Representativa de la inmediaciones del Pozo
Los Efectos de Reorientación / Presión Poral
pueden no ser medidos
Prueba Típica - Bombeo / Cierre
Se analizan las respuestas de presión y caudal
que se obtienen durante la iniciación, propagación
y cierre de una pequeña fractura inducida
artificialmente. Se deben tomar suficientes puntos
en el pozo como para construir un perfil adecuado
de esfuerzos por encima, en la zona de interés y
por debajo de esta.
La inyección empieza en la etapa
1 hasta que se produce la rotura.
La inyección continúa por 3 - 5
minutos o hasta la estabilización
de la presión. Concluida la
inyección, se observa la
declinación de presión hasta el
cierre de la fractura. Esta prueba
se repite (2 a 3 veces) para
verificar la repetibilidad. Se
observan las presiones de re -
apertura y se comparan con las
presiones de cierre.
Pruebas de Esfuerzo - Consideraciones
Pruebas en Pozo Abierto
Ventajas Desventajas
Fácil de Hacer en Cualquier Muy Costoso
Punto.
No Hay Efecto de Punzados Riesgo(Aprisionamiento)
Puede Haber Circulación
Alrededor de los Packers
Pruebas en Pozo Entubado
Barato Efecto de Punzados
y/o Tortuosidad
Poco Riesgo
Aislar Pequeños Intervalos Necesidad de Squeeze
En Zonas sin Interés
Prueba en Pozo Entubado - Procedimiento
1) Punzar un Pequeño Intervalo
(1- 2 m, 4tpp, 60° desfase)
2) Aislar Intervalo Con Packer y Tapón
3) Bajar registrador SRO ó MRO hasta 3 m
arriba del Niple Perfil
4) Inyectar Fluido Hasta La Fractura de la
Formación
Caudal suficiente pata iniciar la fractura (3 -
100 gal/min)
Continuar la Inyección por 1 - 5 minutos
Asegurando Fractura Abierta
Análisis Minifrac
Un Minifrac se efectúa bombeando el mismo fluido y al mismo caudal a ser usados en el
tratamiento principal. El volumen de fluido debe ser suficiente como para establecer una
fractura (típicamente 3,000 - 5,000 gals). Para determinar la presión de cierre del
intervalo punzado se monitorea la declinación de presión, Analizando los datos de la
declinación de presión también puede determinarse el Coeficiente de Pérdida de Fluido.
Bombear el Tratamiento Minifrac
Hacer el Ajuste (Superposición)Histórico de
Presiones Usando Modelos de Fractura
"Calibrados" 3Dpara Estimar:
Esfuerzos en las Zonas De Interés
Coeficiente de Pérdida de Fluido
Dimensiones de la Fractura
Esfuerzos Obtenidos del Minifrac
minifrac
Pruebas de Esfuerzos - Técnicas de Análisis
ISIP (Presión Instantánea de Cierre) - No preferida
La ISIP es mayor que la Presión de Cierre
Métodos de Ingeniería de Reservorios - Preferida
Gráfico Log - Log
Raíz Cuadrada de Tiempo
Gráficos de Derivadas
Análisis de Reapertura de Fractura - Buena para el
análisis de pruebas repetidas. Normalmente dan el
límite superior
Cuando el filtrado o el exceso de fluido
son los mecanismos que determinan el
cierre de la fractura, se recurren a
métodos de la Ing. de Resevorios. Están
basados en las características del
comportamiento de la presión asociados
con los regímenes de flujo que se saben
se producen en el reservorio conteniendo
fracturas ya sea con conductividad finita o
infinita. Los regímenes de flujo que se
aplican en el análisis de la declinación del
Minifrac son: almacenaje, flujo lineal, flujo
bi -lineal y flujo radial.
Si la fractura se cierra rápidamente la ISIP
puede ser representativa del mínimo
esfuerzo, caso contrario será demasiado
alta.
Cierre de la Fractura
Cuando se interrumpe la inyección, la pérdida de
fluido hacia la formación es lineal mientras la
fractura se mantiene abierta.
El flujo lineal se caracteriza por una lineal recta en el
gráfico de la declinación de presión versus la raíz
cuadrada del tiempo.
Un cambio de pendiente ó una desviación de la línea
recta indica el cierre de la fractura. Se debe notar
que en este método, se asume que la geometría de la
fractura no cambia mientras la fractura se cierra.
Análisis de la Presión de Cierre
Metodología
1. Gráfico log p versus log t
p = Psi - p(t)
t = t - tsi
donde:
Psi = Presión al cierre, psi
P(t) = Presión función del tiempo, psi
tsi = Tiempo al cierre
t = Tiempo correspondiente a p(t)
2. Gráfico p(t) versus raíz cuadrada de t. El
tiempo cero corresponde al tiempo de cierre
El almacenaje en el pozo puede influir en los datos de declinación, aún usando una
herramienta con cierre en el fondo. El almacenaje se caracteriza por una recta de pendiente
unitaria en el gráfico log-log de cambio de presión (p) vs. el tiempo de cierre (t).
El flujo lineal aunque distorsionado en los tiempos tempranos, puede identificarse como una
recta de pendiente 1/2 en el gráfico log-log.
1 - Análisis de la Presión de Cierre
Los datos, p vs. t, se gráfica en una escala log -log. La distorsión por el efecto del
almacenaje se identifica por la pendiente unitaria. Para determinar la presión de cierre se
usa el fin del flujo lineal (pendiente 1/2).
Normalmente la pendiente unitaria y 1/2 no son siempre claramente visibles, en
consecuencia como ayuda en la determinación, se usa la técnica de la derivada para
identificar pendientes constantes. Una derivada plana es indicativa de una línea recta.
Metodología
1. Gráfico log p versus log t
p = Psi - p(t)
t = t - tsi
donde:
Psi = Presión al cierre, psi
P(t) = Presión función del tiempo, psi
tsi = Tiempo al cierre
t = Tiempo correspondiente a p(t)
2. Gráfico p(t) versus raíz cuadrada de t. El
tiempo cero corresponde al tiempo de cierre
2. Análisis de la Presión de Cierre
Graficar la presión en superficie versus la raíz cuadrada del tiempo de cierre. Identificar el
cierre de la fractura en el punto de cambio de pendiente en el gráfico p vs. t; El tiempo de
cierre debe corresponderse con el tiempo de cierre del log -log.
Calcular la derivada de BHP vs. t. La derivada debe ser constante durante el período del
flujo lineal; una desviación es indicación del cierre.
Metodología
1. Gráfico log p versus log t
p = Psi - p(t)
t = t - tsi
donde:
Psi = Presión al cierre, psi
P(t) = Presión función del tiempo, psi
tsi = Tiempo al cierre
t = Tiempo correspondiente a p(t)
2. Gráfico p(t) versus raíz cuadrada de t. El
tiempo cero corresponde al tiempo de cierre En el gráfico, los datos entre 0 y 1.5
sqrt(min) esta distorsionado por el
almacenaje tal como lo indica el
incremento de la derivada. De 1.5 a
3 sqrt(min) ( entre 0.8 y 0.6 psi/pie)
la derivada es plana. El punto donde
los datos se desvían de la línea
recta, se interpreta como el cierre de
la fractura, en esta caso 0.6 psi/pie.
Prueba de Step Rate
El Step Rate Test se inicia a un caudal bajo aumentándolo paulatinamente. La presión
inicial deberá ser menor que la presión de fractura anticipada (inyección matricial). Los
datos se grafican (caudal vs. presión de inyección estabilizada) observando un claro
cambio de pendiente cuando la inyección pasa de matricial a la fractura.
Aplicable en Formaciones de Alta
Permeabilidad
Pozos Inyectores
Pozos Sumideros
Determinación de la Presión de Fractura de la Roca
La Presión Debe Estabilizarse en Cada Escalón
Perfil Calibrado con Pruebas de Esfuerzo
Si los perfiles son correctamente calibrados con datos de mediciones directas, se pueden
obtener valores razonablemente buenos del registro de esfuerzos en una sección vertical.
Perfil Calibrado con Pruebas de Esfuerzo
Perfil de esfuerzo "crudo" sin calibrar (rojo) y el calibrado (verde). El corrimiento de
corrección no es lineal, indicando que la corrección es función de la litología. Una vez que
el perfil, ya sea sónico ó litológico ha sido corregido, este puede ser usado en otros pozos
del área.
Sumario de los Perfiles de Esfuerzo
Se puede tener un perfil de stress muy cercano al real mediante la combinación de
mediciones directas y mediciones indirectas de perfiles y/o coronas. El objetivo final sería
tener una correlación creíble entre esfuerzos y registros eléctricos para una zona
determinada.
Los Métodos Más Exactos son Normalmente Los
Más Costosos
El Costo/Beneficio Debe Ser Evaluado en Forma
Individual Para Determinar el Método Más
Efectivo
Los programas de Pruebas de Esfuerzo deben ser
incluidos en los programas de perforación.
Como Mínimo, Deben Hacerse Pequeños Minifracs
y Estimar Esfuerzos de los Perfiles Litológicos. Las
Determinaciones Deben Hacerse en Todos los
Pozos.
1. AST - Advance Stimulation Technology
2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA
3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR
4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN
5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA
6. CONCEPTOS CRÍTICOS
- TIP EFFECT
- CONVECCION
- TORTUOSIDAD
6. FLUIDOS DE FRACTURA
7. AGENTES DE SOSTEN
5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA
• Modelado de fracturas
• Fuente de datos
• Análisis prefractura (PTA)
Pelicula Overview
Los modelos bi-dimensionales han sido extensivamente utilizados en la industria para
pronosticar la geometría de la fractura. Los modelos tridimensionales 3-D, fueron
introducidos en la década del 80 para mejorar la calidad del pronóstico.
Modelado de Fracturas 3-D
Pronostica la Geometría de la Fractura, Ubicación
del Apuntalante, y Perfomance del Tratamiento.
Optimización del Tratamiento de Fracturación
Análisis en Tiempo Real
Evaluación Post - Fractura
Combina y Acopla las Ecuaciones de la Mecánica
de Rocas, la Mecánica de Fluidos y el Transporte
del Apuntalante
Con un mejor pronóstico de la geometría de la fractura, mejor será el pronóstico de la
ubicación del apuntalante y el comportamiento post - fractura del pozo.
Usando un modelo de fractura 3-D en tiempo real permite optimizar el tratamiento
usando propiedades medidas de la formación.
Haciendo un ajuste (matching) histórico de las presiones de tratamiento, se calibra el
modelo a los datos reales del reservorio.
Resultados de los Modelos 3-D
Geometría de la Fractura
Altura
Ancho
Longitud
Longitud Empaquetada
Ubicación del Apuntalante
Conductividad de la Fractura
Optimización del Tratamiento
Ajuste Histórico de Presiones
Análisis en Tiempo Real
Datos de Entrada para Los Modelos de Fractura en general
Propiedades del Reservorio
Permeabilidad, Porosidad, Saturación de Gas, etc.
Propiedades del Fluido de Fractura
Propiedades de Filtrado, Reología, etc.
Datos del Apuntalante
Resistencia, Conductividad, Empotramiento etc.
Propiedades Mecánicas
Esfuerzo, Módulo de Young, Poisson, Toughness,
etc.
Datos de Terminación del Pozo
Profundidad, Tubulares, Punzados, etc.
Los datos que se requieren para correr un modelo 3-D son los mismos que los
requeridos para un modelo 2-D excepto que se requiere también información de las
capas que confinan a la zona de interés. La clave para el éxito en el uso de un modelo
de propagación 3-D es cuantificar exactamente las variaciones en el flujo del fluido y las
propiedades mecánicas de las rocas en las diferentes formaciones que serán afectadas
por el tratamiento - zonas de interés, zonas sin interés, barreras, etc.
Datos Adicionales Para un Modelo 3-D
Propiedades del Reservorio Para Cada Capa
Permeabilidad, Porosidad, Presión, etc.
Propiedades Mecánicas Para Cada Capa
Esfuerzos, Módulo de Young, Poisson, etc.
Un tratamiento de fracturación no puede ser diseñado sin evaluar el costo a incurrir en la
ejecución del tratamiento y el incremento de producción resultante.
Para justificar el gasto, un incremento de producción substancial debe ser la resultante
de un tratamiento de fracturación.
Datos Adicionales Necesarios Para la Optimización
Pronósticos de Producción
Permeabilidad, Area de Drenaje, Eficiencia de la
Terminación (skin), etc.
Información Económica
Precios del Gas, Tasa de Descuento, Costos del
Tratamiento, etc.
Parámetros Medidos o Estimados
Esfuerzo In Situ
Modulo E de la Formación
Presión del Reservorio
Porosidad de la Formación
Permeabilidad de la Formación
Compresibilidad (Fluido y Formación)
Espesor de la Zona de Interés
Características de Pérdida de Fluido
Parámetros Controlables
Estilo de la Completación del Pozo
Viscosidad del Fluido de Fractura
Densidad del Fluido de Fractura
Aditivos de Pérdida de Fluido
Volumen de Colchón
Volumen de Tratamiento
Caudal de Inyección
Concentración del Apuntalante
Fuentes de Información
Dato Unidad Fuente
Permeabilidad md Coronas, Ensayos
Esfuerzo In Situ psi Perfiles, Mediciones
Espesores pies Perfiles, Coronas
Terminación Archivos, Prognosis
Fluido de Fractura Compañía de Servicio
Apuntalantes Compañía de Servicio
Porosidad % Coronas, Perfiles
Presión Reservorio psi Ensayos, Archivos
Módulo E psi Coronas, Perfiles
Compresibilidad psi Coronas, Perfiles
Poisson Corona, Perfiles
Profundidad pies Perfiles, Archivos
Temperatura °F Perfiles, Ensayos
Frac. Thoughness psi.in Coronas, Correlaciones
Saturación Agua % Perfiles, Coronas
Espesor Bruta pies Perfiles, Coronas
Litología Coronas, Perfiles, Geólogo
Datos del Reservorio - Permeabilidad
La permeabilidad de la formación es Uno de Los
Parámetros Más Importantes. Aún Así, a Menudo
no es Medida
Controla el Caudal de Flujo de Gas y la
Producción Acumulada
Longitud de Fractura Optima
Optimo Apuntalante
Controla la Pérdida de Fluido y la Limpieza de la
Fractura
La Permeabilidad Puede Ser Sensible a la Caída
de Presión (Drawdown)
Métodos Para Estimar la Permeabilidad
En general, el PTA y el PDA, son los más adecuados para la determinación de
permeabilidad debido a que son métodos directos. La K medida en coronas son
mediciones puntuales y en una escala pequeña y generalmente no son hechas en
condiciones de reservorio. Los resultados deben ser solamente usados en un contexto
relativo. Los perfiles a menudo no son efectivos en la estimación de la permeabilidad en
reservorios cerrados a no ser que estén calibrados con métodos de PTA y/o coronas.
Método Calidad Costo
del Dato
Análisis Transiente de Presión (PTA)
Análisis Datos de Producción (PDA)*
Coronas
Perfiles
Correlaciones**
Otros
* Dependiendo de la disponibilidad de información,
puede ser el método más barato
** De buena calidad si están calibrados con otros
métodos
Permeabilidad de Datos de Producción
Punzando y produciendo (ensayo) un pozo es a menudo una manera efectiva en la
determinación de la permeabilidad. Se pueden usar modelos de Producción para ajustar
(match) la producción y de ese ajuste determinar la permeabilidad y el factor skin. Una
comparación de la producción pre y post fractura es también útil en la determinación del
beneficio logrado por el tratamiento.
Datos del Reservorio - Presión del Reservorio
La presión de reservorio es importante para la evaluación del reservorio y la predicción de
la geometría de fractura
Necesaria para Estimar las Reservas de Gas y la
Producción de Gas
Necesaria Para la Determinación de Esfuerzos
Afecta en la Limpieza de la Fractura, Selección del
Apuntalante, y Selección del Fluido de Fractura.
Depleción Parcial Posible en Campos Viejos
Importante en Refracturación
Puede Afectar la Geometría de la Fractura
Datos del Reservorio - Espesor Neto y Bruto
Estimado Normalmente de Perfiles
Espesor Bruto Importante en el Perfil de Esfuerzos
Espesor Neto Importante en la Pérdida de Fluido
De Perfiles También se Estima la Porosidad y la Saturación
de Gas
Puede ser Necesario Calibrar Los Perfiles con Datos de
Coronas
Propiedades del Fluido
Datos Obtenidos de Las Cías. de Servicio
Datos Reológicos Para la Determinación de la
Viscosidad
n' = Indice de Comportamiento de Flujo
k' = Indice de Consistencia, lb segn'/pie
2
o = Yield Point (Espumas)
= Cizallamiento, seg-1
= Esfuerzo de Corte, lb/pie2
= o + k'n'
(o = 0 para líquidos)
Datos de Pérdida de Fluido
Coeficiente de Pérdida de Fluido, Cw
Pérdida Instantánea
Datos de Fricción
Los parámetros n' y k' se usan para calcular la viscosidad del fluido en la fractura, n' y k' son
función del tipo de fluido (espuma, reticulado, lineal etc.) y de la temperatura. Los coeficientes
de perdida de fluido e instantánea, son medidas en laboratorio, son función del tipo de fluido,
propiedades de la roca y la presión diferencial aplicada. Cw se usa en combinación con Cv
(control de viscosidad) y Cc (control de compresibilidad) para determinar el coeficiente total o
efectivo Ct. Sin embargo, la mejor forma de determinar el coeficiente efectivo Ct es mediante
la ejecución y análisis de un Minifrac.
Medición de Coeficiente Cw
El coeficiente Cw se mide en laboratorio sobre muestras de testigo corona. Se aplica una
presión diferencial sobre la muestra usando el fluido de fractura. El volumen de filtrado
acumulado se grafica versus la raíz cuadrada del tiempo. Después de un período corto de
tiempo asociado con la formación de la película de revoque, se establece una tendencia
lineal con una pendiente proporcional a Cw y el área de la muestra.
Pérdida Total, Función de Cw,Cv y Cc
Si se efectúa un Minifrac, Ct se puede medir directamente. Este valor medido se puede
usar directamente en el modelo del simulador
Cw = Coeficiente de Pared
Función del fluido, carga de polímero y
Permeabilidad de la formación
Cv = Coeficiente Control por Viscosidad
Función de la viscosidad del fluido de fractura
y la permeabilidad
Importante en pozos de gas
Cc = Coeficiente Control por Compresibilidad
Función de la compresibilidad
Importante en pozos petroleros
1/Ct = 1/Cc + 1/Cv + 1/Cw
Datos de Fricción
Cada compañía de servicio publica los datos de fricción de sus fluidos para distintos
caudales y tamaño de tuberia.
En los simuladores, esta información esta condensada y disponible en un banco de datos.
Propiedades de los Agentes de sosten
La función primaria del agente de sosten es la de mantener la fractura abierta una vez que
ha cesado el bombeo y se ha recuperado el fluido - creando un canal altamente
conductivo para que el fluido del reservorio drene hacia el pozo. Hay varios factores
críticos que influyen en la conductividad de la fractura tales como: la presión de
confinamiento, la resistencia y tipo del apuntalante y su concentración en la fractura. La
densidad del apuntalante juega un papel importante en el proceso de convección y
sedimentación del apuntalante en la fractura.
Conductividad, la Propiedad más Importante
Conductividad, Función de:
Resistencia del Apuntalante
Presión del Apuntalante
Tipo de Apuntalante
Concentración de Apuntalante
Densidad del Apuntalante
Importante en la Convección y Sedimentación del
Apuntalante
Conductividad de la Fractura
La conductividad esta influenciada por la presión de confinamiento. En consecuencia, la
conductividad a la presión de confinamiento anticipada, debe conocerse para cada
situación. Esto es extremadamente importante en casos de pozos profundos.
Esfuerzos In Situ
Mediciones Directas
Mediciones de Esfuerzo “In Situ”
Mediciones Indirectas
Perfiles (Sónicos, Litología…)
Mediciones Dinámicas
Deben calibrarse
Coronas
Mediciones Estáticas
Deben ser Calibradas
Determinación del Módulo de Young
Datos de Corona (preferida)
Mediciones Estáticas
Más Adecuado al Fracturamiento Hidráulico
Se mide Mecánicamente
Curvas Esfuerzo vs. Deformación
Datos de Perfiles (Sónicos)
Medición Dinámica
Normalmente, Mayor que los Medidos sobre
Coronas
Los datos determinados de perfiles, pueden calibrase con los obtenidos de las coronas.
Existen también banco de datos de donde se pueden obtener valores típicos de la
relación de Poisson y el Módulo de Young.
Relación de Poisson y Módulo de Young
Para varios tipos de rocas
Tipo de Relación de Mód.de Young Roca Poisson (10
6psi)
Arena Gasífera 0.10 – 0.25 1 – 8
Arenisca 0.25 – 0.30 5 – 10
Siltstone 0.20 – 0.30 4 – 8
Caliza 0.30 – 0.35 6 – 13
Lutita 0,28 – 0.43 1 – 6
Granito 0.15 – 0.20 10
Carbón 0.35 – 0.45 0.1 - 1
Módulo de Young
Condiciones de Carga Axial (Simplificación 2-D)
Esfuerzo = Esfuerzo - Presión Poral
Confinamiento In Situ (Constante) Esfuerzo
Deformación
En este cuadro se muestra esquemáticamente, como se mide el Módulo de Young en el
laboratorio. Una muestra de la roca es sometida a una presión de confinamiento. Luego
se aumenta el esfuerzo (Stress) en una dirección y se mide la deformación (strain)
resultante.
Módulo de Young Alto y Bajo
Módulo Alto
Esfuerzo Módulo Bajo
Deformación
Es la pendiente de la curva esfuerzo versus deformación. Una rocas con alto módulo de
Young presenta una pendiente más empinada ( se deforman menos para la misma
magnitud de esfuerzo) que una roca de menor módulo. La relación entre esfuerzo versus
deformación no siempre es lineal y a menudo exhiben un comportamiento no – lineal y no
pueden describirse por el simple módulo de Young. Esto es importante en el concepto de
dilatancia.
Módulo de Young de Perfiles
El Módulo de Young puede estimarse del tiempo de tránsito compresional que se obtiene
de un perfil sónico convencional, usando curvas para diferentes litologías. Sin embargo, el
Modulo de Young así determinado, debe usarse con precaución.
Módulo de Young Estático vs. Dinámico
El módulo de Young determinado de perfiles es normalmente, mayor que el determinado
sobre coronas. Los datos obtenidos de perfiles deberían ser corregidos antes de ser
usados en el diseño y aplicación en modelos de fracturas. Como se ve la relación entre el
Young dinamico y estático es de 2 a 1.
Relación de Poisson
Se obtiene de ensayo de laboratorio igual que el modulo de Young y es la relacion entre la
deformacion transversal y longitudinal a la carga aplicada (es adimensional).
Condiciones de Carga Axial
Esfuerzo = Esfuerzo - Presión Poral
Confinamiento In Situ (Constante) Esfuerzo
Deformación Lateral
Esfuerzo
Deformación
Longitudinal
Fracturabilidad (toughness) de la Roca
La Fracturabilidad o Toughness ( Kic) de una roca esta relacionada con la cantidad de
energía necesaria para propagar una fractura en un tipo particular de roca. Generalmente,
no es una propiedad importante en la geometría excepto para fracturas pequeñas de
pequeño radio.
Fracturabilidad Toughness
Kic Fuente
(psi-in)
Arenisca Cozzete 1,430 No publicada
Arenisca Mesaverde 1,230 No publicada
Lutitas Mancos 1,300 No publicada
Caliza de Indiana 845 Schmidt
Granito Westerly 2,365 Schmidt y Lutz
Lutita Devoniana 750 – 1,200 Jones y otros
Lutita Green River 730 – 1,000 Costin
Arenisca Benson 1,440 – 1580 Brechtel y otros
Lutita Benson 530 Brechtel y otros
Datos Basados en la Litología
Cuando no se dispone de información a menudo se recurren a las bases de datos
basados en litología
Perfiles de Esfuerzos y Permeabilidad
Para usar modelos 3-D, se tienen que desarrollar perfiles verticales de permeabilidad,
propiedades y esfuerzos. La asignación de propiedades a las diferentes capas en el pozo
es un paso crítico en el desarrollo de datos para la aplicación del modelo. Si las
propiedades son medidas ó estimadas adecuadamente los datos serán útiles.
Perfil de Propiedades Mecánicas
1. AST - Advance Stimulation Technology
2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA
3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR
4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN
5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA
6. CONCEPTOS CRÍTICOS
- TIP EFFECT
- CONVECCION
- TORTUOSIDAD
6. FLUIDOS DE FRACTURA
7. AGENTES DE SOSTEN
6. CONCEPTOS CRITICOS
• Problemas de fractura simplificados
• Iniciación y propagación de fractura
• Efecto de esfuerzos
• Modelado de fractura
• Ajuste de fractura (match)
• Efecto de punta (tip effects)
• Fracturas múltiples
• Crecimiento de fracturas en alto
• Efecto de conveccion durante la fractura
• Tortuosidad en el NWB Pelicula Overview
Cuando sobre un cuerpo se aplica una fuerza este se deforma, siendo esta directamente
proporcional a la longitud L y el esfuerzo aplicado e inversamente proporcional a la rigidez del
cuerpo (Módulo de Young). La Relación de Poisson es la deformación unitaria en el sentido
sin carga, dividido la deformación unitaria en el sentido del esfuerzo. Esta relación varía en el
rango de -1 y 0.5 . Para una roca es usualmente alrededor de 0.25. La Compliance C denota
la cantidad de deformación producida por unidad de carga aplicada. Un valor grande de
Compliance, indica una relativamente gran deformación para una determinada carga. La
Compliance incluye el efecto de la geometría del cuerpo.
Deformación Provocada por Carga Compresiva Uniaxial
Asumiendo Elasticidad Lineal
= Esfuerzo = F/A
= Deformación Unitaria = /L
E = Módulo de Young = /
= Deflección = L//E
C = Compliance = L/E
= Relación de Poisson = r/
r = Deformación Radial
Propiedades Mecánicas Típicas de las Rocas
Tipo de Roca E (psi e6)
Arenisca 1 - 6 ~ 0.20
Lutita (Shale) 1 - 6 ~ 0.25
Caliza 1 - 6 ~ 0.30
Granito 10 ~ 0.30
Carbón 0.1 - 1 ~ 0.40
Diatomita 0.05 - 0.4 ~ 0.20
La viscosidad aparente de un fluido es igual a la pendiente de la curvas del gráfico
esfuerzo de corte vs. Velocidad de corte. La mayoría de los fluidos usados en
fracturación son del tipo de ley de potencia. En estos fluidos, la viscosidad (pendiente de
la tangente a la curva) disminuye con incremento de la velocidad de corte, es decir se
afinan.
El índice de n' para un fluido que sigue la ley exponencial es siempre menor que 1.
Viscosidad del Fluido
La viscosidad efectiva depende de la reología del fluido.
Un fluido Newtoniano tiene un perfil parabólico cuando fluye entre placas paralelas.
Analogía: el agua en un río fluye más rápido en el medio y más lento en las orillas.
Los fluidos No Newtonianos muestran un perfil de flujo tapón. El gradiente es bajo en
una buena porción del perfil dando una mayor viscosidad efectiva en el canal
Perfil de Flujo depende de la Reologia del Fluido
La geometría de la fractura cerca del pozo, generalmente se crea en los primeros
segundos del tratamiento.
El "toughness" de la fractura es importante en la iniciación de la fractura pero tiene poca
influencia durante la propagación.
La presión de "ruptura" es considerada como la máxima durante la inyección.
Iniciación de la Fractura
Determina la Geometría en las Inmediaciones del Pozo y
la Tortuosidad
Facilidad de Iniciar la Fractura En Presencia de
Fracturas Naturales
La Fractura se Inicia a Presiones más Bajas Cuanto
Mayor es la Presión Poral - Se consigue Inyectando a
Bajos Caudales Antes de la Iniciación
La Iniciación es más Fácil Cuando Existe un Gran
Contraste Entre los Esfuerzos Mínimo Máximo
Perpendiculares al Pozo
La Fracture Toughness juega un rol importante durante la iniciación de la fractura. Para
una fractura de longitud inicial de 1 pulgada, más de 500 psi son necesarias para
extender la fractura.
a = Distancia radial
* Concentración de tensiones = Esfuerzos provocados por el pozo
Importancia de la Toughness en la Iniciación de la Fractura
Dada: Fracture Toughness de la roca de 1000
psi/in1/2
Radio Inicial de la Fractura, 1 pulgada
Asumiendo: Presión Neta Uniforme en la Fractura
(Despreciando Concentración de
Tensiones* en el pozo)
Calcular: Presión Neta Requerida P en la Fractura
Para propagarla
Solución: p = Kic/a = 1000/ = 565 psi
Pozo
Fractura
pequeña
La Fracture Toughness, no juega un papel dominante durante la propagación de la
fractura ya que la presión neta está en el orden de varios cientos de psi y no de 16
como se muestra en el ejemplo. La razón para esta diferencia es el asumir que la
presión en la fractura es uniforme. La presión neta cerca del tip de la fractura es
negativa debido a la falta de fluido (wet tip). En estas condiciones para conseguir la
propagación de la fractura, la presión neta en el resto de la fractura tiene que ser
bastante alta ( del orden de las presiones netas que se miden en el campo).
Toughness, Irrelevante en la Propagación de la Fractura
Dada: Fracture Toughness de la roca de 1000
psi/in1/2
Radio Inicial de la Fractura, 100 pies
Asumiendo: Presión Neta Uniforme en la Fractura
(Despreciando Concentración de
Tensiones* en el pozo)
Calcular: Presión Neta Requerida p en la Fractura
Para propagarla
Solución: p = Kic/a = 1000/1200 = 16 psi
Pozo
Fractura Larga
La extensión o crecimiento de la fractura esta controlado principalmente por el "Esfuerzo
de Cierre de la Fractura", que es el esfuerzo que necesita ser superado para abrir la
fractura. El esfuerzo de cierre puede ser diferente en las diferentes capas del pozo,
permitiendo que la fractura se propague a través de ellas ó a veces, confinándola en su
crecimiento vertical.
El esfuerzo también afecta la orientación de la fractura.
Perfil de la Presión de Cierre
min
La Presión de Cierre min
Determina La Presión Mínima
Para Abrir la Fractura
Generalmente la Presión de Cierre
Aumenta con la Profundidad (Arena)
Depende de la Litología
(Mayor en Lutitas que en Arenas) (Lutita)
Representa solamente el componente
Del Esfuerzo Principal Mínimo
en la vecindad del pozo
Se refiere como Plano de Fractura Preferido al plano en el cual se propaga la fractura
lejos del pozo. La orientación de este plano esta determinada por la orientación del
mínimo esfuerzo y es independiente de la orientación del pozo.
Plano Preferido de Fractura
Cuando el pozo no esta perfectamente alineado con el plano preferencial de la fractura,
se puede favorecer el crecimiento de fracturas múltiples y pueden presentarse
problemas de tortuosidad
Plano de Fractura No Alineado con la Orientación del Pozo
Como resultado de la producción del pozo, la distribución de la presión poral dentro del
reservorio puede causar un cambio en la orientación del mínimo esfuerzo. Luego, la
refractura puede crecer orientándose en un plano diferente al de la fractura original.
Mecanismo de Reorientación de una Fractura
Esfuerzo Horizontal
Máximo
Esfuerzo
Mínimo Fractura Original Horizontal
Esfuerzo Horizontal
Mínimo
Esfuerzo Re - Fractura
Máximo
Horizontal
El esfuerzo efectivo es la carga que esta siendo soportado por la matriz de la roca. Es
también el esfuerzo que debe soportar el agente de sostén.
Esfuerzo Efectivo
Esfuerzo Total ( total )
Esfuerzo
Presión Efectivo
Poral sobre
Granos
efec
efectivo = total - pporal
En el cuadro se ve el perfil de esfuerzos para una secuencia de arenas y lutitas. Se
efectuó una fractura durante la terminación del pozo (izquierda). La fractura creada
cubre las dos arenas superiores. Durante la producción la arena del intervalo punzado
(de mayor permeabilidad y mejor conductividad) es la más depletada. Esto resulta en
una menor presión de cierre del intervalo depletado. En un tratamiento de re -
fracturación, la fractura quedara más confinada en el intervalo depletado.
Variación en la Presión Poral Cambia las Dimensiones de la fractura
El fracturamiento hidráulico es un proceso complejo afectado por muchos parámetros
variables o desconocidos. El proceso se complica aun más si recordamos que este se
produce a varios cientos o miles de metros abajo en el subsuelo.
Para ayudarnos a entender el proceso físico se utilizan modelos matemáticos del
proceso. Estos modelos se usan para:
•Predecir la respuesta durante un tratamiento de fracturación
•Optimizar el proceso para maximizar la producción y minimizar el costo.
•Controlar hacia donde la fractura crece
•Profundidad de penetración en una zona específica
•Evitar la producción de zonas vecinas desfavorables
Objetivos del Modelado del Crecimiento de la Fractura
La Presión Neta es la variable individual más importante en el análisis de presión de
una fractura. La Presión Neta está directamente relacionada a la longitud, al ancho y a la
altura de la fractura.
En el ajuste histórico de presiones, la presión neta observada es ajustada con la presión
neta pronosticada por el modelo. El ajuste en consecuencia da una forma de determinar
aproximadamente las dimensiones de la fractura.
Ajuste de Presiones (Match)
Presión Neta
Presión Observada
Neta Presión Neta
Simulada
q
Tiempo
Presión Neta
Observada
Presión
Neta Presión Neta
Simulada
Tiempo
Para determinar la geometría de la fractura más aproximada a la realidad, la presión
neta debe ser bien definida. Si hay una gran discrepancia (figura superior) entre la
presión neta observada y la presión neta del modelo, la predicción de las dimensiones
de la fractura no será nada exacta..
Análisis de los Datos Reales de un Tratamiento de Fractura
Usando Presión Neta Pronosticada
Pnet Observada
Pnet Simulada
q
Tiempo
Usando Presión Neta Observada
Pnet Obs. Ajustada
Con Pnet simulada
q
Tiempo
Pnet. = Psup. + Phid. – Pfriccion total (tubing + punz.+ NWB friccion) – P Cierre.
En caso de tener sensor en fondo o cañería muerta se usa ese valor que es más preciso,
igual se debe considerar la friccion en el NWB y los punzados, calculados a partir de un
Step Down test.
La Presión Neta simulada (Pnet. modelo) es calculada en el modelo sobre la base de las
propiedades mecánicas de las rocas, esfuerzos caudal, permeabilidad etc.
Ajuste de las Presiones Netas
Parámetros de Inyección en Superficie
Presión, Caudal, Concentración del Sostén
Pnet Observada Pnet Simulada
Pnet ob = Pw + Ph - Pf(total) - Pc Pnet( modelo)= f ( Caudal,
presión de cierre,
Pf(total) = Pf + Ppf + PNWF permeabilidad,
propiedades mecánicas
concentración, etc)
Durante un tratamiento de fractura, estamos interesados en la determinación de la presión
neta en el interior de la fractura, por que esta presión esta directamente relacionada con las
dimensiones de la fractura. Para llegar a esto, se tienen que restar varias componentes de
presión, cada una de ellas con una relación diferente con el caudal. Un valor promedio para el
exponente en la relación entre la fricción en el pozo y el caudal en régimen turbulento esta
entre 1.5 y 2.0. Para flujo laminar el exponente n es generalmente menor de 1 (para fluidos
sensibles al corte como son los normalmente usados en fracturación).
Cálculo de la Presión Neta desde la Presión de Superficie
Pfondo = Pboca + Phidrostática - Pfricción pozo
Pf = Kw qn
Pneta = Pfondo - Pcierre - Ppzdos/NWF
Ppzdos/NWF = Ppzdos + PNWF
= Kpq2
+ Kn q1/2
donde:
K = constante
q = caudal
En el cuadro se muestra una correlación gráfica de la fricción en los tubulares versus el
caudal. En este tipo de correlaciones simplificadas, se asume que el comportamiento del
fluido sigue la ley exponencial tanto en flujo laminar como en flujo turbulento. Para flujo
laminar el exponente n es generalmente menor que 1, mientras que para régimen
turbulento, el valor de n esta entre 1.2 y 1.8. La transición entre estos dos regímenes
depende de la reología del fluido y es muy sensible al diámetro. El caudal crítico de
transición es proporcional al cubo del diámetro interno del conducto.
Fricción en el Pozo
Fricción en Punzados es Función del Caudal al Cuadrado
Q 2
Pperf = 0.2369
CNperfD2
Donde:
= Densidad (lb/ga)
Q = Caudal (bpm)
Nperf = Número de Perforaciones
D = Diámetro de la Perforación
C = Coeficiente de Descarga
Fricción en las Inmediaciones del Pozo (NWF)
La NWF varía aproximadamente con la raíz cuadrada del
caudal.
Flujo del Fluido a Través de una Apertura Presión
Dependiente y Estrecha en las Inmediaciones del Pozo
La Caída de Presión es Proporcional a Qn con Valores de
n entre 1/4 a 1
Valor Típico n = 1/2
Las presiones netas de fractura son muy superiores a las esperadas basadas en un
comportamiento lineal elástico de la roca.
Cuando se considera un comportamiento No Lineal elástico, la propagación de la
fractura en el extremo (tip) es más difícil, resultando en una fractura más corta y más
ancha.
Efectos del Extremo (tip) en el Crecimiento de la Fractura
Comportamiento Elástico de la Roca
Fracturas Largas y angostas
Dilatancia (Comportamiento No Elástico de la Roca)
Fracturas Cortas y Anchas
Que son los Efectos de Extremo (Tip Effects)?
Comportamiento No Lineal de la Roca Bajo Grandes
Esfuerzos Diferenciales de Compresión (Dilatancia)
Una Roca Puede "Hincharse" a Grandes Esfuerzos de
Confinamiento en Dos Direcciones y sin Confinamiento
en la otra Dirección
Ancho de la Fractura Cerca del Extremo (Tip) de la
Fractura más Pequeño que el Esperado
Creación de una "Zona De Proceso" en el Extremo de la
Fractura
Que es Dilatancia?
Dilatancia: Expansión de la Roca a Grandes Esfuerzos
Diferenciales
Debido a los grandes esfuerzos diferenciales presentes en el extremo de la fractura (tip),
el volumen de la roca puede aumentar con el incremento de esfuerzos de compresión no
confinados. Esto causa un efecto de rebote en el tip de la fractura. En estas condiciones,
es más difícil propagar la fractura que en condiciones de elasticidad lineal. Dilatancy
Dilatancia Para Grandes Esfuerzos Diferenciales
Cerca del Extremo (Tip) de la Fractura
En el extremo (Tip), el estado de esfuerzos original se modifica, la relación de los
esfuerzos principales efectivos (esfuerzos diferenciales) en la vecindad del Tip tiende a
infinito a medida que min tiende a cero por no haber fluido. Bajo de estas condiciones
de carga, la roca tiende a dilatarse restringiendo la apertura de la fractura en el Tip.
Presión en la
c Fractura
Pp
Distancia
Perfil del Ancho de la Fractura
min min- min
int int- min
max max - min
Dilatancia Para Grandes Esfuerzos Diferenciales
Cerca del Extremo (Tip) de la Fractura
En condiciones promedio de campo, los esfuerzos principales máximo
e intermedio pueden ser del orden de 4000 a 5000 psi, mientras que el
esfuerzo principal mínimo se hace cero en la cara abierta de la
fractura.
Para el cuerpo principal de la fractura, la dilatación de la roca podrá
reducir el ancho (de 0.5 a 0.45 pulgadas) lo cual no tiene un impacto
dramático en las pérdidas de carga en la fractura. Sin embargo, la
misma restricción de 0.05" debido a la dilatancia, puede tener un efecto
dramático en una fractura de 0.06" existente en la proximidad del tip.
Esta reducción de ancho de 0.06" a 0.01", provoca una caída de
presión más pronunciada en las cercanías del extremo (tip) de la
fractura.
La concentración de stress en el tip puede causar la falla de la roca,
Fisuras que liberan tensiones incrementando el toughness.
Para el control de crecimiento en altura se suelen bombear previo a la
Fractura agentes que decantan para que cubran el tip y eviten la
Propagacion de la fractura hacia abajo (barreras artificiales)
Dilatancia Para Grandes Esfuerzos Diferenciales
Cerca del Extremo (Tip) de la Fractura
Consecuencia de los Efectos de Extremo (Tip Effects)
La Dilatancia resulta en:
- Presiones netas más altas
- Fracturas mas anchas (aunque en el extremo (tip) el ancho es más pequeño).
- Menor pérdida de carga en el cuerpo de la fractura y en consecuencia, menos
sensibilidad a la reología del fluido debido al mayor ancho de la fractura.
Cuando la fractura se reduce en ancho cerca del extremo (tip) de la fractura a la mitad de
su tamaño original debido a la dilatancia, la presión necesaria para mantener esta parte
de la fractura abierta se hace 8 veces mayor.
Modelo Elástico No - Lineal
Pnet
Modelo Elástico Lineal
Lf
Modelo Elástico No - Lineal
Wfrac
Modelo Elástico Lineal
Lf
Consecuencias de los Efectos de Extremo (Tip)
Mayores Presiones Netas
Menor Crecimiento en Altura - Confinamiento
Fracturas Más Anchas
Y como Resultado de Todo Esto
Convección del Sostén Más Importante
La presión Neta y el Ancho en el Cuerpo Principal de
la Fractura son Menos Sensibles a la Reología de la
Fractura
En Muchos Casos, se Requiere Volúmenes de Colchón
más Pequeños
Fracturas Hidráulica Múltiples
Al contrario de lo que se pensaba tiempo atrás, generalmente no hay una sola y simple
fractura que se propaga del pozo hacia la formación, sino que existen fracturas múltiples
que se propagan simultáneamente.
Que Son Fracturas Múltiples ?
Dos posibles formas de propagación de fracturas múltiples:
• Fracturas que crecen mas o menos independientes una de otra en diferentes partes a lo largo del pozo;
• Fracturas que crecen paralelamente unas con otras y compiten por ocupar espacio abierto (ancho)
En un ambiente de esfuerzos/microfisuras, es posible esperar la generación de fracturas múltiples
paralelas.
La propagación de fracturas múltiples independientes es más probable cuando se fracturan punzados
múltiples, y/o cuando la separación lateral entre fracturas es grande comparado con la altura; por ejemplo,
el caso de pozos desviados. La presencia de fracturas naturales puede llevar a la generación de sistemas
de fracturas hidráulicas más complejas, especialmente cuando estas fracturas hidráulicas artificiales
interceptan las fracturas naturales.
Multiple fracture
Fracturas Hidráulicas Múltiples Superpuestas
Cuando existe solo una fractura, esta puede desarrollar un ancho de dimensiones
significativas. La apertura de fracturas múltiples resulta en un incremento en el esfuerzo
local de cierre (los resortes se hacen más cortos - representando un incremento en el
esfuerzo). En consecuencia, se requerirá una presión neta mayor para propagar las
fracturas múltiples que crecen simultáneamente.
Fracturas Hidráulicas Múltiples Independientes
Fractura Simple: Baja Pérdida de Fluido y Alta Eficiencia del Fluido
Fracturas Múltiples: Alta Pérdida de Fluido y Baja Eficiencia del Fluido
La pérdida de fluido aumenta significativamente (reservorios de gas) a medida que más
fracturas se propagan al mismo tiempo, aumentando el área de fractura. La Eficiencia del
fluido se reduce, disminuyendo así la longitud de fractura posible de alcanzar.
Fractura Simple
Filtrado
Total de Fluido
Fluido de Fractura Bombeado
Fracturas Múltiples
Fluido de
Fractura
Pérdida de
Fluido
Consecuencias de Fracturas Múltiples Hidráulicas
Fractura Individual de Ancho Reducido - Aumenta el
Riesgo de Arenamiento Potencial
Mayor Pérdida de Fluido - Baja Eficiencia
Longitud de Fractura Reducida
Mayores Presiones Netas de Tratamiento
Menor Confinamiento
Alta Conductividad de Fractura Cerca del Pozo
Como Minimizar las Fracturas Múltiples
La propagación de fracturas múltiples está a menudo gobernada por la naturaleza de la
roca, especialmente si existen numerosas fracturas naturales. Sin embargo, existen
técnicas de terminación y procedimientos de tratamiento que puedan reducir el número
de fracturas que se inician desde el pozo.
Menores Intervalos Punzados o de Pozo Abierto Para
Reducir el Número de Puntos de Iniciación de Fracturas
Múltiples
Elevada Viscosidad y/o Caudal para Favorecer el
Encadenado de las Fracturas Múltiples
Píldoras de Arena Para Obturar la Fracturas Múltiples
Punzados Orientados para Reducir en Número de
Fracturas Múltiples que se Propagan Muy Cerca Unas
de Otras
Que es el Crecimiento Vertical de la Fractura
Las presiones netas medidas en el campo pueden ser tan bajas como 100 psi
(formaciones someras) hasta de varios 1000' s de psi. Típicamente están en el orden de
varios cientos de psi. Esto es mucho mayor que el contraste de esfuerzos de cierre
promedio para las diferentes capas que existen en el campo.
Por esta razón, las fracturas tienden a crecer radialmente y no son totalmente confinadas
por las formaciones vecinas.
"Barrera" Geometría de la Fractura
Para Un Modelo
Dilatante 3D
"Barrera" Geometría de la Fractura
Para un Modelo 2D
Zona de Interés
Ejemplo de Crecimiento excesivo: Ubicación del Sostén
El gráfico muestra el pronóstico de la geometría de la fractura basándose en el ajuste de
la presión neta. Como se puede observar, se ha producido un crecimiento exagerado de
la fractura tanto hacia arriba como hacia abajo, lo cual pudo haber ocasionado que el
sostén se haya ubicado fuera de la zona de interés. Además, el excesivo crecimiento
vertical es un factor preponderante en el arenamineto debido a la reducción del ancho de
la fractura.
Punz.: 9100 a 9180 pies
Efecto de la Permeabilidad en el Crecimiento Vertical de la Fractura
El crecimiento vertical de la fractura puede reducirse notablemente cuando la fractura se
extiende en capas de elevada permeabilidad. La pérdida de fluido en esta capa es muy alta
(especialmente al principio) en consecuencia menor cantidad de fluido para propagar la
fractura.
Barrera con elevada permeabilidad (1 d en formación de 10
md) puede confinar el crecimiento de la fractura
Fractura
Zona de Baja
Permeabilidad
Zona de Alta
Permeabilidad
Consecuencias del Crecimiento de la Fractura en Altura
La Fractura Puede No Penetrar Muy Profundo en la
Formación (No Podría Alcanzarse la Longitud de
Fractura Optima)
La Fractura Puede Encadenar Varias Arenas
Productivas Aisladas entre si por Lutitas
La Fractura Puede Extenderse Considerablemente en
Zonas No- Productivas
La Fractura Puede No quedar Soportada (Empaquetada)
en la Zona de Interés
Transporte del agente de sosten
El transporte en la fractura puede limitar severamente las dimensiones (altura y longitud) de
la fractura empaquetada que puede obtenerse en un tratamiento de fracturación, debido a
fenómenos de convección y sedimentación. Un tratamiento de fracturación mal diseñado,
puede provocar que el entibador quede ubicado en el fondo de la fractura debajo de la zona
de interés. La convección es el fenómeno por el cual, la densa lechada transportando el
sostenedor, fluye hacia abajo por efecto de la gravedad. Esta densa lechada reemplaza al
fluido más liviano del fondo de la fractura. Convection
Convección es el Transporte Hacia Debajo de una Lechada Densa
El caudal en la fractura se manifiesta en una componente de velocidad horizontal y la
sedimentación/convección en una componente vertical de velocidad. La relación entre estas
dos velocidades determina cuan lejos el sostén o apuntalador podrá ser transportado en la
fractura.
= Concentración del Apuntalador (ppg)
< <
1
2 3
1
3
2
1
2 3
Mecánica de la Convección del Sostén
La lechada de sostén se mueve hacia el fondo de la fractura una vez que se inyecta en el
colchón. A medida que entran a la fractura lechadas de mayor concentración (más pesadas) ,
estas pueden "invadir" la lechada más liviana del fondo de la fractura. Al finalizar el bombeo,
la lechada más liviana (de menor concentración de sostén) puede quedar ubicada en la parte
más alta de la fractura, mientras que la lechada más pesada queda en el fondo de la fractura.
1. Inyección Colchón 2. Inyec. Sostén 3. Inyecc. Sostén
Baja (lb/gal) Media (lb/gal)
4. Inyecc. Sostén 5. Termina 6. Cierre de la
Máxima (lb/gal) Desplazamiento Fractura
Cuando Ocurre la Convección del Sostén ?
La convección puede producirse en fracturas que tienen largos tiempos de cierre que a su
vez, pueden ser provocados por: Grandes volúmenes ó exceso de colchón, Concentraciones
máximas de sostén reducidas, Coeficiente de pérdida de fluido muy bajo (baja permeabilidad
del reservorio). La convección puede también manifestarse cuando existen grandes
diferencias de densidad entre el fluido del colchón y la lechada de sostén (espumas) o cuando
se usan fluidos inestables.
La Convección es más Rápida que la Sedimentación del Sostén
La convección y sedimentación del agente de sostén son los dos fenómenos que provocan el
transporte del sostén hacia abajo.
La sedimentación en la fractura es el movimiento de la partícula de sostén relativa al
movimiento del fluido. La convección del sostén en la fractura, es el movimiento de
transporte de un fluido más denso (no relativo al movimiento del sostén).
La convección del agente sostén es generalmente mucho más rápida que la sedimentación.
La ecuación que aparece en el cuadro superior, es para fluidos newtonianos.
Velocidad
Ancho de Fractura
W = ancho de fractura d = diámetro del sostén
Relación Vc/Vs ~ 100 - 1000 (mayor por encapsulado)
Velocidad
De Convección
Velocidad
De Sedimentación
Vc s max - min w 2
=
Vs c p - f d
Consecuencias de la Convección del Sostén
Peor escenario de convección (fracpro permite esta opción) para un esquema de bombeo
donde el colchón es el 50% del volumen sucio del tratamiento.
El sostén no se transporta al extremo de la fractura
El sostén queda ubicado en el fondo de la fractura
No queda sostén en la zona de interés y hay poca ninguna conexión con los punzados
Zona de Interés
Agente de Sostén
Para Minimizar La Convección, Reducir el Tiempo de Cierre
Reducir el Volumen de Colchón
Aumentar los Volúmenes de Sostén
Diseñar el Tratamiento, Tendiendo al Arenamiento del
Extremo (Tip Screen Out) Hacia el Final del
Tratamiento
Usar la Técnica del Cierre Forzado
Combating convection - Cleary
Causas de la Tortuosidad en las Adyacencias del Pozo
La Tortuosidad es una restricción de ancho en el área de la fractura que
conecta el pozo con la fractura principal. Durante el bombeo, esta restricción provoca una pérdida de carga en la fractura muy cerca
del pozo. Esta pérdida de carga en las proximidades del pozo (NWF) da una diferencia entre
la presión en el fondo del pozo y la presión en el cuerpo principal en la fractura (que controla
el crecimiento, propagación, y las dimensiones de la fractura). Cuando se agrega el agente de
sostén al fluido, la pérdida de carga en las adyacencias del pozo (NWF) puede aumentar
dramáticamente debido a las dificultades para transportar el sostén a través de esa región
tortuosa y restringida pudiendo ocasionar el arenamiento prematura. De hecho es la causa de
la mayoría de los arenamientos prematuros y no agotamiento del colchón.
Fracturas Múltiples Compitiendo Por el Ancho
Reorientación hacia el plano Preferencial de fractura
Iniciación de
Fracturas de
Corte Iniciación en el
Anular
Brusca Reorientación en
Intersecciones con fracturas Naturales
Tortuosity definition
Tortuosidad
Este gráfico ilustra el concepto de la tortuosidad en las adyacencias del pozo. En lugar de
inyectar todo el fluido desde el pozo directamente hacia la fractura, todo el fluido pasa primero
a través de las válvulas que se esquematizan en la figura. Esto provoca un significativo
incremento en la presión en el pozo necesaria para propagar la fractura y a menudo, provocar
un arenamiento prematuro en la entrada a la fractura.
Pozo
Tortuosidad Adyacente al pozo
Ala de la
Fractura
Ala de la
Fractura
Tortuosidad
El trompetista infla el globo soplando a través de la trompeta haciendo un esfuerzo adicional
para vencer la fricción en la trompeta.
La tortuosidad en la fractura trabaja de la misma manera. La presión en el pozo tiene que ser
mucho mayor que en el cuerpo principal de la fractura debido a la pérdida de carga por
fricción en el camino tortuoso en las adyacencias al pozo ó la región de entrada a la fractura.
Tortuosidad: Restricción del ancho cerca del pozo
Geometría de fractura en las adyacencias del pozo como resultado de los siguientes factores:
- Curvatura gradual o brusca debido a la reorientación de la fractura desde el plano de
iniciación hacia su plano de orientación preferencial. La reorientación de la fractura es gradual
cuando el contraste entre los esfuerzos máximo y mínimo es pequeño. La reorientación es
brusca cuando este contraste es significativo.
- Curvatura brusca de la fractura debido a la presencia de fracturas naturales.
- Fracturas múltiples que compiten en el mismo espacio por el ancho.
- Crecimiento de la fractura a lo largo del anillo entre el cemento y el casing rígido debido a la
mala calidad del cemento. Estas fracturas pueden iniciarse lejos del intervalo punzado..
Perforaciones Casing
Anular
Cementado
max
min
Cuando se Produce la Tortuosidad
La tortuosidad puede presentarse bajo diversidad de circunstancias. Una muy común son los
largos intervalos punzados, ya que pueden iniciarse varias fracturas a lo largo del intervalo
punzado.
Areas con Altos Esfuerzos Diferenciales
Largos Intervalos Punzados (ej. más de 20 pies)
Varios Punzados Espaciados
Pozos que se Desvían del Plano Preferencial de Fractura
Formaciones Naturalmente Fracturada
Consecuencias de la Tortuosidad o NWF
La principal consecuencia de la Tortuosidad es el arenamiento prematuro asociado con el
puenteo del apuntalador. En algunos casos, el tratamiento se va en presión aún antes de
empezar el sostén. Históricamente, este problema de ha resuelto bombeando tratamientos
con grandes volúmenes de colchón y bajas concentraciones de sostén resultando
tratamientos menos que lo óptimo.
Arenamiento Prematuro Debido al Puenteo del
Apuntalador (El más Común)
Imposible Bombear el Tratamiento en Algunos Pozos
Tratamientos Menos que Optimos: Colchones Grandes y
Bajas Concentraciones de Sostén
La Tortuosidad es Difícil de PREDECIR Pero Fácil de
MEDIR Usando Cambios de Caudal
Screen Out - Cleary
Medición de la Tortuosidad: Prueba de Step Down
La tortuosidad puede medirse haciendo un Stepdown que consiste en:
Cambios Instantáneos de Caudal, ej., de 30 a 20 a 10 bpm. los cambios deben ser abruptos.
Cada escalón de la prueba dura alrededor de 20 segundos - justo lo suficiente para equilibrar
la presión. La geometría de la fractura no debe cambiar durante la reducción del caudal - El
volumen de fluido durante el stepdown test (escalera de reducción de caudal), debe ser
pequeño comparado con el volumen inyectado antes de empezar con el stepdown.
La figura de la izquierda es un ejemplo de un stepdown incorrectamente efectuado, ya que el
stepdown lleva más tiempo que la inyección. El de la derecha es un buen ejemplo de un
correcto stepdown test: La geometría de la fractura no cambiará dramáticamente durante el
stepdown debido a que un volumen de fluido significativamente mayor fue inyectado antes.
Prueba de Step Down
Stepdown Equivocado Stepdown Correcto
Q Q
Tiempo Tiempo
Medición de Tortuosidad: Prueba de Stepdown
La prueba del Stepdown hace uso de la diferencia de comportamiento entre la fricción en las
perforaciones del punzado y la fricción en la fractura tortuosa adyacente al pozo. La fricción
en las perforaciones cambia con el caudal al cuadrado mientras que la fricción en la
tortuosidad cambia con la raíz cuadrada del caudal.
Fricción en Punzados
Régimen Dominante
Medición de la Tortuosidad: Prueba de Stepdown
En este ejemplo, la fricción en la tortuosidad es el régimen dominante sobre la fricción en los
punzados. Como puede verse, cuando la tortuosidad es el régimen dominante, los cambios
en la presión de fondo son mayores para cambios en los regímenes bajos de bombeo.
Fricción en Tortuosidad
Régimen Dominante
Minimizando la Tortuosidad
(Riesgo de Arenamientos Prematuros)
La Tortuosidad puede provocar tremendos problemas de ubicación del sostén, resultando
amenudo en arenamientos prematuros. En diseños convencionales, esto se salvaba con
grandes volúmenes de colchón y baja concentración del sostén. Esto se hacía porque el
arenamiento se asociaba a la extensiva pérdida de fluido en el extremo de la fractura.
Mini-Fracs (Pre) Colchones Antes del Trataminento;
Cambios de Caudal y Cierres
Inyección de "Píldoras de Arena" Durnte el Miniifrac
Para Verificar: Presencia de Tortuosidad y
Concentración Crítica
Colocación de Baches de Sostén en las Adyacencias del
Pozo
Intervalos Punzados Cortos
Alto Caudal/viscosidad para Obtener Mayor Ancho de
Fractura en la Región Adyacente al Pozo
Los Procedimientos Mencionados Implican Flexibilidad
Operacional
Re - Diseño y Optimización del Tratamiento en
Locación
Remoción de la Tortuosidad - Uso de "Píldoras de Arena"
Las "Píldoras de Arena" pueden inyectarse al principio del tratamiento para obturar las
fracturas múltiples inducidas en la región adyacente al pozo. La píldora obturará las fracturas
menos conductivas dejando abierta la de mayor conductividad. Sin embargo, cuando la
concentración de arena o sostén en la píldora es muy alta, pueden obturarse todas las
fracturas. En consecuencia, las píldoras deben ser implementadas cuidadosamente
empezando con bajas concentraciones.
Antes de la
Píldora de Arena
(Proppant Slug)
Fractura
Dominante
Después de la
Píldora de Arena
(Proppant Slug)
Fracturas Múltiple Obturadas
Proppant conc. Vs. Proppant convection
1. AST - Advance Stimulation Technology
2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA
3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR
4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN
5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA
6. CONCEPTOS CRÍTICOS
- TIP EFFECT
- CONVECCION
- TORTUOSIDAD
7. FLUIDOS DE FRACTURA
8. AGENTES DE SOSTEN
7. FLUIDOS DE FRACTURA
• Propiedades de los fluidos de fractura
• Tipo de fluidos de fractura
• Aditivos de fluidos de fractura
• Selección de fluido de fractura
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE FRACTURA
Viscosidad
• Permite el control del ancho de fractura (Near Well Bore)
• Impacta en la capacidad de transporte
Pérdida de fluido
• Permite el control del fluido en la fractura
• Impacta en la geometría de fractura
Densidad
• Control del gradiente hidrostático
• Impacta sobre el efecto de conveccion del agente de sostén
Fricción
• Control de la presión de tratamiento de superficie
• Impacta sobre el caudal de bombeo
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE FRACTURA
PH
• Control de las reacciones de croslinkeo
• Impacta en las propiedades del fluido
Temperatura
• Estable en condiciones de reservorio
Tiempo
• De ruptura y croslinkeo controlado
Residuos
• Bajo contenido
Interacción con reservorio
• Compatible con
viscosidad
La viscosidad es la propiedad de un fluido que dá una medida de cuan fácil fluye.
La viscosidad es usada para relacionar el delta de presion con el caudal logrado
a través de un caño.
Si se grafica Esfuerzo de corte (Shear Stress) vs. Velocidad de corte (Sheart
Rate) se tiene para el caso de un fluido Newtoniano es un línea recta con
pendiente igual a la viscosidad
viscosidad
Comportamiento de los fluidos:
Plástico de Binham: Se debe superar un esfuerzo de corte inicial (fluencia) a partir
Del cual se comporta con una viscosidad constante (Viscosidad plástica).
Ejemplo: Lodo de perforación
Pseudoplásticos: Estos fluidos tiene una viscosidad decreciente con el aumento
Del esfuerzo de corte. Estos fluidos son descriptos por modelo Power Law.
Un gráfico Log-Log (esfuerzo vs. Veloc. De corte dá una línea recta donde la
ordenada al origen es K´y la pendiente de la recta es n´. Estos parámetros son
usados para describir las propiedades reológicas de los fluidos de fractura. Esta
información se obtiene del Fann 50 para condiciones de presion y T° de fondo.
Ejemplo: Geles de fractura
Dilatantes: Estos fluidos tiene una viscosidad creciente con el aumento del
esfuerzo de corte.
viscosidad
Comportamiento de los fluidos:
viscosidad
Valores típicos de viscosidad de fluidos de fractura
viscosidad
Evolucion reologica en Fann 50 de Gel Max Zero
Pérdida de fluido
La pérdida de fluido es función de 3 diferentes procesos:
• Viscosidad: Cv (Controlado por la viscosidad del fluido de fractura)
• Compresibilidad: Cc (Controlado por el fluido de reservorio)
• Revoque (wall building): Cw (Funcion del fluido de fractura y los aditivos
De control de perdida de fluido. Se debe tener cuidado cuando se trabaja
con Fluidos miscelares que no tienen la propiedad de ejercer control de
fluido a traves de este mecanismo. Se grafica el volumen acumulado de
filtrado Vs. La raiz cuadrada del tiempo. Despues de un corto periodo en
que se forma el revoque (filter cake) y se tiene un volumen inicial (Spurt
loss), se tiene una línea recta con pendiente proporcional al Cw.
Pérdida de fluido
Wall Building Coeficient
El agregado de aditivos controladores de filtrado ayuda a disminuir el Cw
Pérdida de fluido
La pérdida total de fluido se puede calcular mendiante:
Sin embargo el mejor método para determinar Ct es mediante mediciones
Directas mediante el match de las presiones reales de campo en un minifrac
Eficiencia de un fluido de fractura
Cuando las perdidas de fluido se incrementan la eficiencia del fluido
decrece.
La Eficiencia de un fluido es el porcentaje de fluido remanente en la fractura
A un tiempo dado.
Eficiencia de un fluido de fractura = Volumen de fluido en la fractura
Volumen total de fluido bombeado
• La eficiencia de un fluido afecta las dimensiones de la fractura creada.
• Una baja eficiencia (altas pérdidas) pueden llevar a un arenamiento
prematuro
• Bajo leack off incrementa el tiempo de cierre afectando la ubicación el
agente de sosten por los mecanismos de conveccion y decantamiento
• Base Agua
Lineales
Croslinkeados - Gel max
- Gel max LT
- Gel max MT
- Gel max HT
- Gel Lite
- Gel OTF
• Base Hidrocarburo - Oil Max
• Base espuma - CO2
- N2
- Binarios
• Metanol
• Viscoelásticos - Gel Max Zero
- Acid Max Zero
Fluidos de fractura - tipo
•Viscosidad adecuada para transporte de arena
•Estable a Temperatura de formación
•Tiempo de x-linkeo controlado
•Tiempo de ruptura controlado
•Bajo contenido de residuos
•Buen control de filtrado
•No producir ningún daño en formación
•Económico
Geles base agua - Propiedades
•Sistemas de fractura: (Gel Max, Gel Max LT, Gel Max MT, Gel Max HT, Gel Lite, Gel Max OTF,
Gel Max Zero, Oil Max), Espuma de CO2, Espuma de N2, Espuma binaria
•Buffers: Control de pH de hidratación y crosslinkeo
(Acido Fumárico, Bicarbonato de Sodio, Carb. de Sodio, Hidrox. De Sodio)
• Gelificante: Desarrollo de viscosidad
(GA-2, GA-4, GA-12, GA-13, GA-15, GA-22, GH-237/GH-244)
• Activador o Crosslinker: Linkear moléculas del gel
(Soda-Bórico, 4C, 4C-FP, XLA/XLB, XLZ)
• Ruptor: Lograr degradar el gel para ser recuperado
(R-5, Superperm 5, Siuperperm HT, RX-5, biobreaker, OMS-1)
• Estabilizadores: Lograr estabilidad con la temperatura
(Metanol, Gel Stab, Stabilizer D)
SISTEMAS Y ADITIVOS
•Inhibidores de Arcillas: Estabilizar arcillas reactivas
(ClK, Cloruro de amonio, ClayStab-3, SA-21)
• Surfactantes: Evitar emulsiones en formación
(Aquafree, SC-40, Qflow, SC-21)
• Reductores de Filtrado: Minimizar el Leak off.
(Aquaclose, Gel Seal T)
• Biocidas: Control de degradación bacteriana de los fluidos de fractura
(Hipoclorito de sodio, Kill 13)
• Espumigeno: Reduce la tensión superficial para lograr sistemas espumados
(ESH-2, SC-25, Oil Foam)
• Control de flow back: Evita el retorno de arena de fractura en produccion
(PFBC-12)
SISTEMAS Y ADITIVOS (CONT.)
LIM IT ES DE T EM PERAT URA DE
CROSSLINKERS
0 100 200 300 400
Z IRCO NIO ( IV )
B O RA TO RETA RDA DO
TITA NIO ( IV )
A NTIMO NIO ( V )
CRO MO ( III)
B O RA TO S IMPL E
A L UMINIO
T emperatura °F
CROSLINKERS
RUPTOR RANGO pH RANGO TEMP.
Enzima (Convencional) R-11 3-8.5 60-130°F
Enzima (Alto pH) Bio Breaker 7-10 60-130°F
Oxidante (Convencional) R-5 3-14 130-260°F
Oxidante Catalizado R-5+RX-5 3-14 60-130°F
Enzima Encapsulado 3-8.5 60-130°F
Oxidante Encap Superperm 5 3-14 60-200°F
Oxidante Encap Superperm HT 3-14 140-300°F
RUPTORES
Básicamente el sistema Gel Max Zero es logrado por la creación de un
pseudocrosslinkeo transitorio por la atracción electroquímica entre la carga del
surfactante Catiónico (A) y el contraión aportado por una sal (B).
Surfactante (A)
Contraión (B)
Gel Max Zero
Sistema viscoelástico – Gel Max Zero
Agua + 3% SC 306 (gelificante) Agua + 3% SC 306 (gelificante)
+ 0.5% XL Zero (Crosslinker)
Preparación en laboratorio
Apariencia final de Gel Max Zero
• Sistema libre de polimero
• La unión química del surfactante confiere alta estabilidad
• Excelentes propiedades viscoelásticas
• Temperaturas 60 °F (15°C) a 300 °F (150 °C)
• Compatible con salmueras hasta 2%
• No deja residuo en la formación – aplicación a reserv.de baja K
• Alta Conductividad Retenida en el pack de arena.
• Compatible con N2 y CO2
• Fácil preparación (sólo 2 componentes)
• No necesita ruptor (rompe con agua de formación)
• Se puede bombear “on the Fly”
Resumen de sus propiedades y ventajas del uso :
1. AST - Advance Stimulation Technology
2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA
3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR
4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN
5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA
6. CONCEPTOS CRÍTICOS
- TIP EFFECT
- CONVECCION
- TORTUOSIDAD
7. FLUIDOS DE FRACTURA
8. AGENTES DE SOSTEN
8. AGENTE DE SOSTEN
• Propiedades de los agentes de sostén
• Tipo de agentes de sostén
• Conductividad de fractura
La función de los agentes de sostén es mantener
abierto el canal de alta conductividad generado
luego que se detuvo el bombeo y cerro la fractura. A
través de este se producirán los fluidos del
reservorio. Esto usualmente dá como resultado un
incremento en la producción.
Propiedades de los agentes de sostén
• Alta resistencia
• Resistente a la corrosión
• Baja gravedad específica
• Fácil de conseguir
• Bajo costo
Norma API RP 56:
• Análisis de tamizado ( <0.1% retenido en la superior, >90%
entre nominales y < 1% en fondo). Granulometrías de uso
comunen fractura: 8/12 – 12/20 – 16/30 – 40/70.
• Esfericidad y redondez
• Solubilidad en Acido
• Turbidez
• Resistencia al Quebrantamiento
• Conductividad y Permeabilidad
Tipos de agentes de sosten
• Arena (2.65), hasta 6000 psi
- Premium, arena blanca Ej.: Otawa, Jordan
- Buena calidad, Marrón Ej.: Brady, Hickory
- Subestandart, Ej.: Arena nacional
• Bauxita sinterizada (3.5), hasta 10000 psi
• Agentes resistencia Intermedia (ISP) (3.17) hasta 8000 psi Ej.: Sinterlite
• Cerámicos (LWP) (2.72), hasta 7000 psi Ej.: Carbolite, Carboeconoprop
• Arenas / cerámicos resinados
• Curable (para problemas de flow back)
• Precurada (para mejorar la resistencia)
• Agentes de sostén de baja densidad: 1.25 / 1.75 / 2.25
Se puede dividir en tres grandes categorías
• Calidad Excelente o Premiun (Blanca)
• Calidad Buena o Estándar (Marrón)
• Calidad Sub-estándar
ARENAS DE FRACTURA
Debido al costo, la principal aplicación de estos agentes es en aquellos
pozos donde las presiones de cierre rondan las 10000 psi, para aquellos
donde la temperatura está en el orden de 300-400ºF o más
BAUXITA SINTERIZADA
desventajas :
Gravedad específica : 3.5 Se requiere mayor cantidad de libras para el
mismo volumen y ancho de fractura.
Abrasividad : Extremadamente alta dureza del material y su densidad lo
hacen muy abrasivo. Se debe tener en cuenta la protección de las
cañerías y equipos de bombeo, de fondo y superficie y cabeza de pozo,
especialmente en el flowback.
Costo : con un alto costo por libra y una alta densidad, la bauxita es el
agente más caro de todos, siendo alrededor del doble de otros agentes.
PROPIEDADES FISICAS DE LA BAUXITA SINTERIZADA
Agentes cerámicos de gravedad específica entre 3.17 y 3.25.
En su composición figuran corundum, mullita, cristobalita (otro óxido
de aluminio). Las distintas concentraciones de estos materiales
permiten variar costos y resistencias.
AGENTES DE RESISTENCIA INTERMEDIA
Ventajas
Densidad : el hecho de tener menor densidad hace que se necesiten
menos libras que una BS. De hecho habrá mejor transporte de agente
Abrasividad : no es tan abrasivo como la BS
Costo : Es bastante más barato que la BS
PROPIEDADES DE LOS AGENTES DE RESISTENCIA INTERMEDIA
Pueden ser curables y precurados. Ambos usan una resina
formaldeíca-fenólica termosellable que cubren los granos individuales
de agente. La diferencia entre ambas es que la curable no finalizó su
proceso de curado y por efecto de la temperatura o de catalizadores
se completa el curado en fondo de pozo logrando una adherencia
entre granos. La precurada logra mejorar la resistencia del agente de
sosten base por el incremento del área de contacto entre granos,
reduciendo así los puntos de mayor carga y ruptura.
AGENTES DE SOSTEN RESINADOS
Desventajas
PH : Son suceptibles a fluidos de alto PH
Permeabilidad: La mayor área de contacto afecta negativamente la K
del agente de sosten base.
Consolidación : Se debe rotar la arena curable que consolida en casing
Ventajas
Flow back de arena : Los agentes de sosten resinados curables tienen la
propiedad de consolidarse impidiendo el flowback de arena y si fue
adecuadamente seleccionada, ayuda a controlar finos.
Finos de arena de fractura: Los granos rotos quedan dentro de la resina
PROPIEDADES DE LAS ARENAS RESINADAS
Selección del agente de sosten basado en su resistencia
Conductividad de la Fractura
Permeabilidad x Ancho de la Fractura
Cf = kf x wf
Conductividad de Fractura La permeabilidad de la fractura y por ende la capacidad de flujo de una
fractura empaquetada es una función del tipo y concentración (lb/ft2)
del agente de sosten, de la presión de confinamiento, de la cantidad
de finos, residuos de gel, etc.
En reservorios de alta permeabilidad es más importante la
conductividad de una fractura que su longitud empaquetada, la inversa
es para los de baja permeabilidad.
Conductividad de Fractura
La conductividad de una fractura se vé reducida por:
• Presion de confinamiento
• Rotura del agente de sosten
• Empotramiento
• Taponamiento por residuos de gel
• Mala ubicación del agente de sosten por efecto de:
- Conveccion
- Decantamiento
Contraste de capacidad de flujo
La productividad de un pozo luego de la Fracturación depende en gran
medida de la magnitud del contraste entre la capacidad de flujo de la
fractura empaquetada y la del reservorio.
FCD = W × Kf
K × Lf
Donde :
W×Kf = conductividad de fractura, mD-pie
Le = longitud de fractura empaquetada, pie
K = permeabilidad de formación, mD
Conductividad de fractura adimensional
Se considera que un pack de fractura tiene una conductividad infinita
Cuando los valores de FCD son superiores a 10. Sin embargo se suelen
Necesitar mayores valores de FCD para una óptima limpieza post fractura
• En reservorios de alta permeabilidad es dificil alcanzar FCD = 10
• En reservorios de baja permeabilidad pueden conseguirse FCD muy superiores a 10
Presion efectiva de confinamiento sobre el agente de sostén
La carga sobre el agente de sostén se incrementa en la medida que el
reservorio se depleta.
Se deben cuidar las dinámicas de fluencia ya que muy bajas dinamicas
pueden incrementar el esfuerzo sobre el agente de sosten y reducir su
conductividad
Conductividad de fractura para diferentes agentes de sosten
Los datos son tomados para agentes de sosten malla 20/40 y una
concentracion areal de 2 #/ft2
Conductividad de fractura retenida en el tiempo
Debido a condiciones como Rotura y disolución del agente de sostén,
migración de finos, etc. es normal que la conductividad cambie en el tiempo
El cerámico de alta resistencia retiene más de la conductividad inicial que
la arena debido a su menor rotura. Estos ensayos se hacen en equipo de
conductividad de fractura.
Equipo de conductividad de fractura
Esquema del Aparato para la determinación de
Conductividad de fractura de Flujo Radial
Cantidad de agente de sosten:
Será función de:
• La longitud de fractura diseñada
• La concentración requerida
• Del alto esperado
De acuerdo a la concentración en la fractura se puede tener una
monocapa parcial, una monocapa total o una multicapa.
Problemas de la monocapa parcial:
Empotramiento : los anchos de fractura son muy estrechos con una
monocapa, sólo un diámetro de grano, por lo que pequeños
empotramientos afectaran severamente la conductividad. Es muy
probable que el grano entero se embeba.
Ruptura : En formaciones muy duras donde es poco posible que
ocurra un empotramiento, altas cargas puntuales pueden causar
ruptura prematura de los agentes de baja resistencia. La fractura se
cerrará irremediablemente.
Ubicación : Los fluidos que se usaban en la época que la monocapa
parcial era popular, solían hacer bancos con relativamente altas
velocidades de caída. Debido a esto era realmente difícil colocar el
agente en su lugar y homogéneamente.
Monocapa total: Se obtienen menores valores de conductividades. Esto sucede
generalmente a concentraciones de arena entre 0.3 a 0.5 lbs/pie2. A
estas concentraciones el ancho es muy pequeño y está lleno casi
completamente con arena, dando una alta resistencia al flujo.
Con este ancho tan pequeño, el empotramiento puede ser un problema
severo.
Multicapas Se utilizan concentraciones de 1.0 a 10 lb./pie2. La mayoría de las
publicaciones indican conductividades y permeabilidades de 2 lb./pie2.
Las multicapas otorgan mayor ancho de fractura que tiende a reducir el
efecto de empotramiento, si se le agrega el efecto del polímero y el
daño del fluido, los valores de conductividad se veran afectados en esta
condición pero en menor proporcion que en la monocapa.
En el grafico anterior se observan dos puntos de máxima conductividad,
que corresponden a concentraciones de 0.075 lb./pie2 y 3 lb./pie2. En el
primer caso se está en la condición de monocapa parcial, mientras que
el segundo, corresponde a multicapa. La monocapa parcial es solo
teórica ya que no es prácticamente realizable en fracturas verticales, por
lo que hay que optar necesariamente por un empaquetamiento
multicapa.
Empotramiento
Rotura del agente de sosten
El ancho de una fractura empaquetada depende de la concentración superficial
del agente de sostén y del empotramiento que se produzca en la formación.
Evaluar turbulencia, los efectos de severas pérdida de presión y
empaquetamiento : Determinar si la turbulencia impactará severamente
sobre la producción. Utilizando el esfuerzo generado por una condición seria
de drawdown observar si el agente seleccionado proveerá adecuada
conductividad. Si no es así, considerar un tail-in de un agente más
conductivo. Este tail-in no se piensa para compensar la baja conductividad en
el resto de la fractura, el propósito es proteger el near-wellbore de la fractura
en un evento de condición de severo drawdown.
Muchas gracias Lugar, 00 al 00 de Mes de 2007
Requerimiento de Equipos Requerimiento de Equipos
Pozo Horizontal Fracturado Pozo Horizontal Fracturado
