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ÍNDICE DE CONTENIDO
1. INTRODUCCIÓN.......................................................................................................5
2. ANTECEDENTES......................................................................................................5
3. OBJETIVOS..............................................................................................................7
3.1 OBJETIVO DELTRABAJO..................................................................................7
3.2 OBJETIVOS DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO.......................................7
4. DESARROLLO TEÓRICO.........................................................................................8
4.1 DEFINICION DE FRACTURA............................................................................8
4.2 FRACTURAMIENTO HIDRAULICO..................................................................10
4.2.1 BENEFICIOS DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO.............................11
4.2.2 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO.11
4.3 EQUIPOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO...........................................14
4.3.1 Equipo y personal especializado.................................................................15
4.3.2 Tanques de almacenamiento de fluido.......................................................15
4.3.3 Transporte y abastecimiento del agente de soporte (Mountain Mover)......17
4.3.4 Mezclador o Blender...................................................................................17
4.3.5 Conexiones de superficie y de la boca de pozo..........................................27
4.3.6 Bombas-Reciben fluido y lo bombean a alta presión..................................28
4.3.7 Instrumental de medición y control.............................................................30
4.3.8 Montaña......................................................................................................30
4.4 Fluidos de fracturamiento..................................................................................32
4.4.1 Propiedades del fluido de fracturamiento....................................................33
4.4.2 Características del fluido de fracturamiento................................................33
4.5 TIPOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO................................................34
4.6 MATERIAL APUNTALANTE..............................................................................34
4.6.1 Función del apuntalante..............................................................................35
4.6.2 Propiedades del apuntalante......................................................................35
4.6.3 Tipos de apuntalantes.................................................................................35
4.6.4 Características de los apuntalantes............................................................36
5. DISEÑO...................................................................................................................37
5.1 CONSIDERACIONES DE DISEÑO...................................................................39
5.2 Procedimiento para optimizar económicamente el diseño de la fractura..........40
5.3 Modelos para la fractura hidráulica....................................................................41
5.3.1 Modelos en Dos Dimensiones....................................................................42
5.3.2 Modelos en Tres Dimensiones....................................................................43
5.3.3 Modelo PKN................................................................................................44
5.3.4 Modelo KGD................................................................................................46
5.3.5 Presión Neta de Fracturamiento.................................................................47
5.4 VARIABLES DE DISEÑO..................................................................................49
6. CONCLUSIONES....................................................................................................51
7. BIBLIOGRAFÍA........................................................................................................51
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1: Presión de fracturamiento de la roca en la formación productora.....................9
Figura 2: Propagación de la fractura en la formación productora.....................................9
Figura 3: Factores que influyen en una fractura.............................................................10
Figura 4: Resultado de la fractura, Incremento del área de flujo....................................11
Figura 5: Monitoreo de presiones...................................................................................13
Figura 6: Personal especializado....................................................................................15
Figura 7: Tanques de almacenamiento de aditivos líquidos...........................................16
Figura 8: Tipos de tanques.............................................................................................16
Figura 9: Tanque con sus descargas..............................................................................17
Figura 10: Transporte en el proceso de fractura.............................................................17
Figura 11: Blender o Mezclador......................................................................................18
Figura 12: Manguera de succion....................................................................................19
Figura 13: Manguera de descarga..................................................................................20
Figura 14: Bombas centrifugas.......................................................................................21
Figura 15: Tina Agitadora...............................................................................................22
Figura 16: Tolvas para la adición de aditivos sólidos......................................................23
Figura 17 Bomba de cavidades progresivas para aditivos líquidos...............................23
Figura 18: Tornillos para arena.......................................................................................24
Figura 19: Medidores de flujo.........................................................................................25
Figura 20: Densímetros radiactivos...............................................................................26
Figura 21: Probadores de Ph..........................................................................................26
Figura 22: Transductor de presión..................................................................................27
Figura 23: Equipo de Manifold........................................................................................28
Figura 24: Montaña.........................................................................................................31
Figura 25: Etapas de la estimulación selectiva utilizando herramientas de aislamiento
de intervalos...................................................................................................................32
Figura 26: Actuación de los fluidos de Fracturamiento..................................................32
Figura 27: Condiciones de los planos de deformación vertical y horizontal...................43
Figura 28: Modelo Geométrico PKN...............................................................................44
Figura 29: El Modelo Geométrico KGD..........................................................................46
Figura 30: Variables de diseño.......................................................................................50
1. INTRODUCCIÓN
El fracturamiento hidráulico tiene un papel de suma importancia en la incorporación de
reservas petroleras así como en la producción diaria.
El fracturamiento hidráulico consiste en mezclar una serie de componentes químicos
para crear un fluido fracturante, dicho fluido es bombeado hacia la formación productora
a presiones y gastos lo suficientemente altos para crear y propagar la fractura a través
de la formación.
En primer lugar, se bombea un “colchón” o “pad” de fluido sin apuntalante, es decir,
fluido o gel lineal para iniciar y establecer la propagación de la fractura a través de la
formación productora. Esto, es seguido por el gel mezclado con un sustentante o
apuntalante. Este gel continúa siendo bombeado hasta extender la fractura y
simultáneamente transportar el sustentante a través de la formación.
Después de que el fluido es bombeado y se han alcanzado los gastos y presiones
deseadas para establecer la geometría de la fractura, el gel químicamente se rompe, es
decir, baja su viscosidad logrando así que este fluya hacia fuera del pozo, dejando así
una fractura altamente conductiva para que el aceite y/o gas fluyan fácilmente hacia el
pozo.
El fracturamiento hidráulico ha hecho una significante contribución en el mejoramiento
de la producción y recuperación de reservas de aceite y/o gas.
Actualmente se dispone de una gran variedad de fluidos, según lo requiera la situación.
Los equipos son cada vez más sofisticados en cuanto a capacidad y precisión de
mezclado, así como en cuanto al control de presión, gasto, dosificación de aditivos y
materiales apuntalantes. Incluso se ha llegado a utilizar tubería flexible para realizar
estas operaciones.
2. ANTECEDENTES
El primer fracturamiento hidráulico específicamente diseñado para estimular la
producción de un pozo fue llevado a cabo en el campo de gas Hugoton en julio de
1947, en el pozo Kelpper 1 localizado en el estado de Kansas. El pozo se encontraba
en cuatro zonas productoras de gas, en un intervalo de 2340 pies a 2580. La presión en
el fondo del pozo era de aproximadamente 420 [psi]. Este pozo, fue terminado con una
estimulación ácida, fue escogido para fracturarse hidráulicamente porque tenía una baja
producción y ofrecería una comparación directa entre los tratamientos de acidificación y
fracturamiento hidráulico.
El equipo de bombeo usado consistía en una bomba centrífuga para mezclar la
gasolina napalm usada como fluido de fracturación y una bomba dúplex, de
desplazamiento positivo para bombear el fluido hacia el interior del pozo. Debido al
peligro y riesgo de fuego, todos los equipos utilizados fueron colocados a una distancia
de 150 pies del pozo, lo cual complicaba la operación.
Este trabajo consistía en realizar cuatro diferentes tratamientos de fracturamiento, (uno
en cada zona productora). El tratamiento de fracturamiento para cada zona consistía en
bombear 1000 galones de gasolina napalm seguido por 2000 galones de una gasolina
que contenía 1 % de una emulsión catiónica rompedora que actuaba como reductora de
la viscosidad.
Para mediados de los años 60´s, el método de fracturamiento hidráulico se convirtió en
el más utilizado en este campo petrolero. El uso de grandes volúmenes a bajo costo, de
fluidos base agua bombeados a grandes gastos proveyó un efectivo y económico
procedimiento para el fracturamiento hidráulico en los pozos del campo Hugoton.
Desde su comienzo, los procesos de fracturamiento hidráulico han sido desarrollados
desde lo más simple (volúmenes bajos y gastos bajos) hasta procedimientos de
ingeniería muy complicados. Este proceso puede ser usado para mejorar la
productividad del pozo minimizando así los daños en el agujero por la perforación y la
terminación de pozos; también puede ser usado para crear un canal altamente
conductivo en yacimientos de baja permeabilidad.
El fracturamiento hidráulico ha sido usado en procesos de recuperación secundaria y
mejorada, como las operaciones de inyección de agua, combustión in situ e inyección
de vapor, para mejorar la eficiencia de barrido. El fracturamiento hidráulico es
actualmente el proceso de estimulación de pozos de aceite y gas más ampliamente
usado.
En retrospectiva, podemos decir que el fracturamiento hidráulico ha tenido un gran éxito
porque en el pasado no se tenían que diseñar tratamientos con un alto grado de
precisión para poder trabajar adecuadamente, no como ahora que se tiene que tomar
en cuanta un mayor número de factores, como materiales más sofisticados,
evaluaciones económicas, etc., lo que demanda un diseño de fracturamiento hidráulico
más riguroso y preciso.
Al paso de los años la tecnología utilizada en le fracturamiento hidráulico ha sido
mejorada significativamente. Una parte importante que ha sido desarrollada y mejorada
son los fluidos de fracturamiento hidráulico, estos fluidos han sido desarrollados para
yacimientos que van desde formaciones con baja temperatura y someros, hasta
yacimientos muy profundos y con temperaturas muy altas. Muchos tipos de sustentante
han sido desarrollados, que van desde la arena sílice o estándar, hasta materiales que
resisten grandes presiones y grandes esfuerzos compresivos, como la bauxita, para
formaciones muy profundas y en donde los esfuerzos de cierre de la fractura exceden
los rangos de la capacidad de ciertos tipos de arena. También se han desarrollado y
surgido nuevo modelo analítico y de diagnóstico, la industria ha desarrollado nuevos
equipos para hacer frente a los retos actuales.
Los tratamientos de fracturamiento hidráulico típicos, han variado en su tamaño y en su
forma, desde tratamientos muy pequeños (500 galones) hasta tratamientos de
fracturación masivos MHF, por sus siglas en inglés (massive hydraulic fracturing),
donde se excede el millón de galones de fluido y tres millones de libras de sustentante.
Los tratamientos masivos de fracturación han jugado un papel importante en el
desarrollo de formaciones económicamente no rentables, como formaciones altamente
compactadas o de muy baja permeabilidad, como las formaciones “tight gas”.
3. OBJETIVOS
3.1 OBJETIVO DELTRABAJO
Conceptualizar el proceso de fracturamiento hidráulico en sus fases de planeación y
diseño.
3.2 OBJETIVOS DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO
Los objetivos principales del fracturamiento hidráulico son:
Aumentar la productividad del pozo: El fracturamiento hidráulico normalmente
aumenta la producción de un pozo entre 200 y 500%. No obstante deben definirse
los criterios adecuados cuando se trata de fracturamiento en pozos nuevos o en
pozos de producción. El aumento de la producción obtenida después del
fracturamiento hidráulico es el resultado del incremento de la conductividad y
penetración de la fractura. El aumento de la conductividad de la fractura permite un
aumento de producción de fluido disminuyendo las condiciones de energía del
yacimiento.
Aumento de inyectividad en pozos inyectores: Este proceso es aplicable en pozos
inyectores de gas o agua, cuya función es mantener la presión del yacimiento y por
ende la producción económica de los pozos productores.
Corregir los daños originados a la permeabilidad de la formación en las
proximidades del pozo: Una fractura a través de la zona dañada proporcionará una
mejor trayectoria al flujo, aumenta su conductividad. Si se realiza un diseño
apropiado de fracturamiento hidráulico, se puede eliminar una gran variedad de
problemas que abarcan desde daño en la zona alrededor del pozo ocasionado por
los fluidos de perforación hasta yacimientos con muy bajas permeabilidades.
4. DESARROLLO TEÓRICO
4.1 DEFINICION DE FRACTURA
Es el proceso mediante el cual se inyecta un fluido al pozo, a una tasa y presión que
supera la capacidad de admisión matricial de la formación expuesta, originando un
incremento de presión y la posterior ruptura.
La fractura de una roca se realiza perpendicularmente al mínimo esfuerzo y por lo tanto
en la mayoría de pozos, la fractura es vertical. Si la tasa de bombeo se mantiene
superior a la tasa de pérdida de fluido en la fractura, entonces la fractura se propaga y
crece, como se observa en la Fig. 1.
Figura 1: Presión de fracturamiento de la roca en la formación productora
La pérdida de fluido en la fractura es el resultado de un balance volumétrico: una parte
del volumen del fluido abre la fractura y otra invade las vecindades de la misma.
Inicialmente se inyecta solamente fluido fracturante porque la mayor pérdida está en las
vecindades del pozo, posteriormente comienza a abrirse la fractura y es necesario que
el material soportante comience a ingresar en ella, como se indica en la Fig.2.
Figura 2: Propagación de la fractura en la formación productora.
Figura 3: Factores que influyen en una fractura
4.2 FRACTURAMIENTO HIDRAULICO
El fracturamiento hidráulico consiste en la inyección de un fluido fracturante, altamente
viscoso, por encima de la presión de fractura de una formación, con el objeto de
generar en ella canales de flujo (fracturas) y colocar un elemento de empaque (arena)
que permita incrementar la conductividad de la formación y, por ende, el flujo de fluidos
hacia el pozo.
Esta técnica se utiliza básicamente para lograr el incremento de la conductividad del
petróleo o gas y para reducir o eliminar el efecto de daño en los pozos. También se
utiliza para controlar la producción de arena en formaciones poco consolidadas y para
atenuar la velocidad de deposición de materiales que dañan la formación (asfáltenos,
parafinas y arcillas migratorias).
FACTORES
Esfuerzos Locales
Presión De Sobrecarga
Presión De PoroComportamiento De la Roca
Compresibilidad Roca
Figura 4: Resultado de la fractura, Incremento del área de flujo
4.2.1 BENEFICIOS DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO
Mejora la producción.
Desarrolla reservas adicionales.
Sobrepasa zonas altamente dañadas.
Reduce deposición de asfáltenos.
Controla la producción de escamas.
Conecta sistemas de fracturas naturales.
Asegura la producción de intervalos con arcillas laminares.
Conecta formaciones lenticulares.
Disminuye la velocidad de flujo en la matriz rocosa.
Incrementa el área efectiva de drenaje de un pozo.
Disminuye el número de pozos necesarios para drenar un área.
Reduce la necesidad de perforar pozos horizontales.
Retarda el efecto de codificación del agua.
4.2.2 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
El proceso consiste en aplicar presión a una formación, hasta que se produce en ésta
una falla o fractura. Una vez producida la rotura, se continúa aplicando presión para
extenderla más allá del punto de falla y crear un canal de flujo de gran tamaño que
conecte las fracturas naturales y produzca una gran área de drene de fluidos del
yacimiento.
El efecto de incremento de drene de fluidos decrece rápidamente con el tiempo. Esto se
debe a que la fisura se cierra y el pozo vuelve a sus condiciones casi originales. Para
evitar el cierre de la fractura, se utiliza la técnica de inyectar el fluido de fractura
cargado de apuntalante, el cual actúa como sostén de las paredes abiertas de la
fractura. Los granos de arena actúan como columnas, evitando el cierre de la fisura,
pero permitiendo el paso de los fluidos de la formación.
Durante la operación, el bombeo de fluido se realiza de forma secuencial, primero se
bombea un precolchón de salmuera o gelatina lineal, con el objeto de obtener
parámetros y poder optimizar el diseño propuesto.
Posteriormente se bombea un colchón de gelatina como fluido, el cual produce la
fractura y abre la roca lo suficiente como para que pueda ingresar el agente de sostén;
luego, se realiza el bombeo de tratamiento, que es un fluido cargado con arena, el cual
apuntala la fractura y la mantiene abierta.
Para controlar la operación, se deben registrar continuamente los valores de:
Presión
Gasto
Dosificación del apuntalante
Dosificación de aditivos
Condiciones del fluido fracturante (control de calidad).
Durante el proceso se deben monitorear en superficie las presiones siguientes:
a) Presión de rotura: es el punto en que la formación falla y se rompe.
b) Presión de bombeo: es la necesaria para extender la fractura, manteniendo el gasto
constante.
c) Presión de cierre instantánea (Pci): es la que se registra al parar el bombeo, cuando
desaparecen todas las presiones de fricción, quedando sólo las presiones interna de
la fractura y la hidrostática del pozo.
Figura 5: Monitoreo de presiones
Además de la presión, también se debe registrar el gasto de operación, el cual está
relacionado con el tiempo de bombeo, representando el volumen total de fluido, el cual
incide directamente en el tamaño de la fractura creada. Por otra parte, el gasto
relacionado con la presión resulta en la potencia hidráulica necesaria para el bombeo.
De aquí la importancia de registrar los volúmenes de gasto y la presión durante la
operación.
La presión de fractura (Pef) es la necesaria para mantener abierta la fisura y propagarla
más allá del punto de falla. Puede variar durante la operación.
La presión para extender la fractura se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación.
Pef=Pci+Ph
Es la que se registra al parar el bombeo.
Necesaria para extender la fractura, manteniendo el gasto constante.
Es el punto en el que la formación falla y se rompe.
Presión de rotura
Presión de bombeo
Presión de cierre instantánea (Pci)
La presión hidrostática se calcula como:
Ph=0,4334∗ρ∗D
La pérdida por fricción (Pfrictp) en la tubería puede ser calculada mediante un diagrama
de Moody, si el fluido es newtoniano.
Para fluidos no newtonianos (geles), el cálculo de la pérdida de carga por fricción es
mucho más complejo. La norma API describe un método de cinco parámetros,
calculados por un viscosímetro.
Una vez obtenidas las diferentes presiones y pérdidas por fricción, se puede obtener la
presión de tratamiento en superficie (Ps) y la potencia hidráulica (PHid). La presión en
superficie será:
Ps=Pef +P frictp+PfricP−Ph
La potencia hidráulica (PHid) es:
PHid=Ps∗Q40,8
4.3 EQUIPOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Los equipos de fracturamiento actualmente usados son:
Equipos de almacenamiento de fluidos.
Equipos de almacenamiento de agentes de sostén.
Equipos mezcladores.
Equipos de bombeo de alta presión.
Centro de control.
Líneas de superficie y de distribución
Por ser el fracturamiento hidráulico un proceso de alto riesgo, el cual consiste en
bombear a presión y altas tasas del fluido inyectado cargado con agente soporte hacia
la formación, es fundamental contar con:
4.3.1 Equipo y personal especializado
Personal encargado y preparado para la dirección, ejecución y control del desarrollo del
proceso de fracturamiento. Este equipo incluye operadores, analistas, ayudantes,
choferes y mecánicos.
Figura 6: Personal especializado
4.3.2 Tanques de almacenamiento de fluido
Pueden ser varios o de distintas capacidades, generalmente poseen una capacidad de
500, 470 y 320 barriles. Los tanques de 500 barriles (Frac Master y Frac Tanks), se
construyen como portantes, o para ser transportados. Generalmente están provistos de
tres o cuatro conexiones.
Los tanques son equipos donde se almacena el agua que se usara para el tratamiento
de fracturamiento. También es donde se controla el tiempo de residencia de hidratación
del gel.
Dentro de las principales características se encuentran:
Capacidad de 21000 galones al 100 %
Únicamente se llenan a 20000 galones
Llenado de agua por la parte superior
Manifold de descarga de 8 “
Conexiones entre tanques con mangueras flexibles de 8 “
Indicadores de nivel cada 2000 galones
Se consideran 1000 galones de seguridad para asegurarse de que no entre aire en
el manifold y por lo tanto a la centrifuga del Gel Pro
Figura 7: Tanques de almacenamiento de aditivos líquidos
Figura 8: Tipos de tanques
Figura 9: Tanque con sus descargas
4.3.3 Transporte y abastecimiento del agente de soporte (Mountain Mover)
Se encarga del transporte del agente de soporte a utilizar en el proceso de fractura
suministro directo al mezclador o Blender.
Figura 10: Transporte en el proceso de fractura
4.3.4 Mezclador o Blender
También llamado tornillo sin fin, toma el fluido de fractura, recibe el agente de soporte y
lo mezcla con el fluido de fractura, abastece con esta mezcla a los bombeadores.
Equipo especializado para adicionar y mezclar correctamente aditivos químicos y arena
en el fluido de fracturamiento. Los Blenders han sido desarrollados de tal forma que
tienen todo el equipo necesario montado en la base de un camión.
Figura 11: Blender o Mezclador
Dentro de los principales componentes que constituyen el Blender son:
a) Mangueras
Las mangueras flexibles de goma son un componente principal en los trabajos exitosos
de fracturamiento y estimulación. Su importancia y características naturales requieren
una selección cuidadosa así como un mantenimiento y cuidado especial, ya que es en
estas donde se transporta el fluido de fracturamiento hacia el interior del pozo.
Mangueras de succión
Algunas de las características de las mangueras más importantes para tener una buena
Selección son:
Si las mangueras tienen un espiral de acero alrededor
Tipo de fluido
Gasto y presiones a manejar
Figura 12: Manguera de succion
La siguiente tabla 1 fue desarrollada para proveer una guía fácil para la selección del
número de secciones de mangueras de succión para fluidos altamente viscosos y de
alta presión.
Tabla 1: Selección de número de sección de mangueras de succion.
Mangueras de Descarga
Las bombas de descargas son usadas para transferir líquidos y aditivos del blender
hacia las bombas de alta presión. Generalmente estas mangueras están cargadas con
fluidos a alta presión por lo que tienen que ser más resistentes que las mangueras de
succión. Estas mangueras por lo general tienen 10 pies de longitud y también están
reforzadas con un espiral de metal que las protege. Estas mangueras al estar
expuestas a altas presiones tienen que tener un recubrimiento especial que evite la
perdida de fluido y /o filtrado.
Figura 13: Manguera de descarga
b) Bombas Centrifugas
Las bombas centrifugas son usadas en los blenders para extraer los fluidos fuera de los
tanques de almacenamiento y comunicarlo con la arena para ser bombeada a altas
presiones.
Las bombas centrifugas son usadas por que son más tolerantes a los fluidos abrasivos
que otros tipos de bombas. Esta tolerancia causa menor deterioro a las bombas
alargando así su vida útil.
Figura 14: Bombas centrifugas
c) Tina Agitadora
La tina agitadora consiste en un juego de dos hojas agitadoras sobre un eje. Estas
hojas o aletas agitadoras están en la parte baja y media de la tina. El propósito de esta
tina agitadora es la de ayudar a mantener el apuntalante suspendido en el fluido sin la
presencia de burbujas de aire. Si la velocidad del agitador es muy lenta, el apuntalante
puede acumularse en la parte baja de la tina y repentinamente convertirse en piedras o
lingotes que más adelante se bombearan. Si la velocidad del agitador es demasiado
rápida pude entrar aire formándose burbujas ocasionando que la presión sea mayor
debido al aire contenido en el fluido.
La velocidad del agitador es controlada por computadora. En la computadora la
velocidad predeterminada es sin apuntalante. Cuando el apuntalante es adicionado a la
tina, la velocidad del agitador es aumentada por la computadora conforme se aumenta
la concentración de apuntalante.
La velocidad por de faul es de 40 rpm sin apuntalante y es aumentada en 4 rpm por
cada libra de apuntalante adicionado.
Figura 15: Tina Agitadora
d) Sistema de Adición de aditivos
Debido a la naturaleza de los fluidos de estimulación, algunos aditivos solo pueden ser
adicionados “al vuelo” es decir, mientras es bombeado el fluido. Estos aditivos pueden
ser en forma sólida o liquida.
Varias bombas y tolvas montadas en el blender permiten la medición y adición correcta
de estos aditivos.
Figura 16: Tolvas para la adición de aditivos sólidos.
Figura 17 Bomba de cavidades progresivas para aditivos líquidos
e) Tornillos para Arena
Los trabajos de fracturamiento normalmente requieren la adición de agentes
sustentantes en el fluido de fracturación. Los tornillos comunican estos agentes
sustentantes de la montaña hacia la tina agitadora. Cada tornillo es operado por
computadora en forma independiente.
La mayoría de los tornillos transportadores de apuntalante están fabricados con
diámetros de 12 y 14 pulgadas con separación entre cada espiral de 11 y 13 pulgadas
respectivamente. Estos tornillos pueden ser modificados para permitir adicionar ciertos
sistemas de aditivos del sistema SandWedge.
La salida máxima de un tonillo de 12 pulgadas es de 100 sacos de sustentante por
minuto y de 130 para los tornillos de 14 pulgadas a una velocidad máxima de 350 a 360
rpm.
Figura 18: Tornillos para arena
f) Sistemas Hidráulicos
Dentro de los sistemas que son manejados hidráulicamente se encuentran:
Motores
Enfriadores
Tanques
Filtros
Bombas
Acumuladores
Cilindros
Válvulas
g) Instrumentación
Debido a la complejidad hoy en día de los químicos usados en la estimulación y de los
procedimientos desarrollados, la instrumentación adecuada para la medición dentro del
blender es de suma importancia para la correcta aplicación de los tratamientos. Los
instrumentos más usados en el blender para la correcta medición son:
Medidores de Flujo
Transductores de Presión
Densímetros Radioactivos
Probadores de Ph
Figura 19: Medidores de flujo
Figura 20: Densímetros radiactivos.
Figura 21: Probadores de Ph
Figura 22: Transductor de presión.
4.3.5 Conexiones de superficie y de la boca de pozo
Estos equipos serán los únicos en superficie los cuales en su interior conducirán un
fluido a alta presión, y en la mayoría de los casos en condiciones abrasivas. El armado
de las líneas debe seguir estrictas normas de seguridad.
El manifold es u equipo que concentra el fluido de todas las bombas usadas durante el
tratamiento y lo envía hacia el interior de la formación.
Están diseñados para transportar fluidos abrasivos arriba de 35 pies por segundo.
El equipo manifold tiene varios componentes de suma importancia para su operación, el
cual incluye:
Conexiones de entrada y salida
Juntas de descarga y pivote
Válvulas tipo Lo torc
Válvulas check
Figura 23: Equipo de Manifold
4.3.6 Bombas-Reciben fluido y lo bombean a alta presión
Dan la potencia adecuada al fluido utilizado para vencer las condiciones de fractura de
la formación a tratar. Tales características determinaran el modelo de bomba requerido.
Dentro de los diferentes tipos de bombas con los que se efectúan los trabajos de
fracturamiento están:
HQ- 2000
HT-400
Fracturadores
Panther
4.3.6.1 HQ-2000
La bomba HQ-2000 es la bomba quintuplex usada por Halliburton, esta bomba tiene
una potencia de salida de 2000 caballos de fuerza a máxima velocidad y un torque de
hasta 1600 caballos de fuerza. Esta bomba es una modificación de la bomba HT 400 a
5 pistones.
4.3.6.2 HT-400
Es una bomba como todas las bombas operadas por Halliburton de desplazamiento
positivo con un power end como un fluid end como componentes principales, aunque
algunas tienen espaciadores entre los dos componentes.
Algunas de las principales características de la bomba son:
Capaz de manejar presiones extremas cercanas a las 20000 psi
Capaz de manejar un gasto máximo de 38 bbl/min
Compacta y ligera
Consideraciones generales
A mayor presión menor gasto
Algunos fracturadores tienen pistones de 4 y 4 ½ pulgadas
Para fines operativos, no importa el acomodo de las bombas en relación al manifold.
Las bombas HQ 2000 que tengan ACE se pueden interconectar y ser operadas
desde un solo punto
Las tapas de seguridad rompen a 11 200 psi
Un buen empacamiento es esencial para evitar que el fluido penetre al Carter
Las bombas HQ 2000 están diseñadas para altos gastos.
4.3.7 Instrumental de medición y control
Llamados también frac monitores, los cuales sirven para mostrar y registrar todos los
parámetros importantes de las operaciones de fractura. Aunque la cantidad de
información que puede registrase varia, todos los instrumentos de medición tienen
capacidad para conocer caudal y presión de bombeo.
4.3.8 Montaña
Su función principal es la de almacenar el apuntalante y lo hace llegar al blender y
controla la cantidad de apuntalante que entra hacia el blender.
Dentro de las principales características se encuentran;
3 compartimientos de 460 pies cúbicos
2 compartimientos de 560 pies cúbicos
Motor CAT 3116 para impulsar el sistema hidráulico
Extensión de la banda
Sensores de nivel y válvulas de apertura y cierre
Capacidad de 200 sacos/min
Figura 24: Montaña
Figura 25: Etapas de la estimulación selectiva utilizando herramientas de aislamiento de intervalos
4.4 Fluidos de fracturamiento
Los fluidos para fracturamiento hidráulicos son diseñados para romper la formación y
llevar el agente de sostén hasta el fondo de la fractura generada.
Figura 26: Actuación de los fluidos de Fracturamiento
4.4.1 Propiedades del fluido de fracturamiento
Bajo coeficiente de perdida
Alta capacidad de transporte del apuntalante
Bajas perdidas de presión por fricción en las tuberías y altas en la fractura.
Fácil remoción después del tratamiento
Compatibilidad con los fluidos de formación.
Mínimo daño a la permeabilidad de la formación y fractura.
4.4.2 Características del fluido de fracturamiento
a. Un fluido de fractura tiene que ser compatible con el fluido de formación y
compatible con la roca.
No debe generar ninguna emulsión con el petróleo o agua de formación.
No debe generar un bloqueo en el caso de yacimientos de gas seco.
No debe reaccionar químicamente con la roca.
No debe desestabilizar las arcillas.
b. Un gel de fractura debe generar un ancho suficiente de fractura para que el agente
de sostén penetre hasta la longitud deseada.
c. El gel debe ser capaz de transportar el agente de sostén durante todo el tiempo que
dura la operación.
Diferencia entre longitud de 30 a 300 mts.
A mayor profundidad se requiere que la viscosidad aumente para mantener la
capacidad de transporte del agente de sostén.
d. Otra propiedad es el control de la pérdida de fluido, o eficiencia del fluido. Depende
de:
Temperatura
Permeabilidad
Fluido de Formación
e. Como los volúmenes de fluidos son muy grandes se requieren de fluidos de bajos
costos.
No se puede siempre cumplir con todas estas propiedades y normalmente se debe
llegar a alguno compromiso en el diseño.
4.5 TIPOS DE FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Claves de la Ejecución de un Fracturamiento Hidráulico.
Ejecución de un mini-frac o data-frac para adquisición de datos y determinación /
eliminación de la tortuosidad.
Ajustes (match) de la declinación de la presión después del bombeo, para
determinar parámetros de diseño.
Monitoreo en tiempo real de la ejecución del trabajo, toma de decisiones y
modificación del diseño sobre la marcha.
Bombeo de la máxima cantidad / concentración posible de agente de sostén.
Finalizar con un mínimo de 2000 lpc de exceso de presión para empaquetar.
Pozo Ideal para Fracturamiento.
Para gas 10 < Kg < 0.01 md.
Para petróleo 100 > Ko 0.1 md.
Presión de yacimiento mayor que 0.35 lpc / pie.
Espesor grande, con buen volumen de reservas.
Barreras consistentes para contener la fractura.
Gran área de drenaje.
Características No Ideales.
K ≥ 200 md.
K < 0.001 md.
Gradiente < 0.2 lpc / pie.
Zonas delgadas.
Zonas lenticulares rodeadas de lutitas.
Zonas con barreras débiles.
4.6 MATERIAL APUNTALANTE
Del conjunto de materiales utilizados en el fracturamiento hidráulico el agente
apuntalante o sustentante es el único que debe permanecer en la fractura
manteniéndola abierta y estableciendo un canal conductivo para la afluencia de los
fluidos de formación hacia el pozo.
4.6.1 Función del apuntalante
La función de un agente apuntalante o sustentante es la de mantener abierta la fractura
después de que el fluido de inyección (fluido fracturante) es dejado de bombear y dicho
fluido es removido del yacimiento. Los fluidos del yacimiento pueden así fluir a través de
los canales conductivos creados por la fractura en el yacimiento.
4.6.2 Propiedades del apuntalante.
Las propiedades físicas que debe tener un apuntalante y que impactan en la
conductividad de la fractura son:
Resistencia
Distribución y tamaño del grano
Cantidad de finos e impurezas
Redondez y esfericidad
Densidad
4.6.3 Tipos de apuntalantes
La arena de Sílice es uno de los apuntalantes más usados en los tratamientos de
fracturamiento hidráulico en los Estados Unidos. La rápida disponibilidad y bajos costos
de un sustentante de gran calidad que puede crear una buena conductividad en la
fractura con un amplio intervalo de condiciones especiales hacen que sea muy atractiva
para su uso en los fracturamientos hidráulicos. El Instituto Americano del Petróleo (API)
ha establecido especificaciones de la calidad de los apuntalantes usados en los
tratamientos de estimulación por fracturamiento hidráulico. Estas especificaciones
NATURALES
Principalmente se encuentran las arenas de sílice y soportan bajos esfuerzos de cierre de la fractura, hasta un limite de 4000 psi
SINTETICOS
Este grupo se caracteriza por contener apuntalantes de gran resistencia a cierres de formación, en la actualidad pueden resistir esfuerzos de cierre hasta de 14000psi
básicamente son: tamaño, esfericidad y redondez, solubilidad en acido, contenido de
limo y arcilla y resistencia. La designación del tamaño de los apuntalantes esta descrito
en las siguientes tablas
Otro apuntalante sintético usado comúnmente es la bauxita (oxido de aluminio). Es
significativamente más resistente que la arena común y es usado en formaciones
profundas donde existen grandes presiones de cierre y donde los esfuerzos de
sobrecarga son mayores.
4.6.4 Características de los apuntalantes
Del conjunto de materiales utilizados en el fracturamiento, este será el único que
permanecerá en la fractura manteniéndola abierta y estableciendo un canal
conductivo para la afluencia de los fluidos hacia el pozo.
Además crean una conductividad en la formación. Una vez concluido el bombeo,
resulta crítico para el éxito de la operación colocar el tipo y la concentración
adecuada de apuntalante.
Los apuntalantes están diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la
formación, y se debe seleccionar de acuerdo con los esfuerzos a que estará
sometido y a la dureza de la roca, ya que de no ser así el esfuerzo de cierre lo
trituraría.
Su uso debe evaluarse en función de la formación a apuntalar, las dificultades de
transportar y colocar el apuntalante.
El tamaño y el tipo se determina en términos de costo-beneficio.
Los apuntalantes de mayor tamaño proporcionan un empaque más permeable, ya
que la permeabilidad se incrementa con el cuadrado de diámetro del grano.
Los apuntalantes de tamaño grande pueden ser menos efectivos en pozos
profundos porque son más susceptibles de ser aplastados, ya que los esfuerzos de
cierre son mayores (a medida que el tamaño de grano se incrementa, disminuye su
resistencia).
Los apuntalantes grandes presentan un mayor problema en su colocación por dos
razones: se requiere una fractura ancha para los granos mayores y el ritmo de
colocación de las partículas aumenta con el incremento del tamaño.
Las formaciones sucias o sujetas a migración de finos son poco indicadas para
apuntalantes grandes, ya que los finos tienden a invadir el empaque apuntalado,
causando taponamientos parciales y rápidas reducciones en la permeabilidad. En
estos casos, es más adecuado usar apuntalantes más pequeños que resistan la
invasión de finos.
5. DISEÑO
El diseño de un tratamiento de fracturamiento hidráulico consiste en hallar la menos
relación entre las propiedades del yacimiento, las condiciones del pozo, los parámetros
de operación y los beneficios económicos previstos de la estimulación. El objetivo de
la evaluación pre fractura, es definir si el yacimiento es un buen candidato para ser
fracturado; esto implica determinar la factibilidad técnica y económica, diseñar la
operación del fracturamiento y establecer las bases de comparación con los resultados.
Con la tecnología actual, el proceso completo de un diseño puede usar un conjunto de
datos y/o características como las mencionadas a continuación, para evaluar el
potencial de producción del yacimiento y para especificar la información apropiada para
el diseño del fracturamiento hidráulico.
1. Radio de drene y configuración
2. Distribución de la zona productora
3. Permeabilidad de la formación, porosidad, saturación de hidrocarburos y perfil de
distribuciones de estos parámetros
4. Propiedades de los fluidos de formación
5. Presión estática del yacimiento
6. Temperatura de la formación
7. Altura de la fractura y crecimiento de la extensión de la misma que ocurrirá durante el
tratamiento de fracturamiento
8. Extensión de la fractura y perfiles de esfuerzos de cierre
9. Presión neta critica de fractura
10. Relación de Poisson y perfiles de densidad.
11. Características reológicas del fluido de fracturación, puede ser posible que sea
necesario especificar estos valores como función de la velocidad de corte, tiempo y
temperatura.
12. Características de flujo y pérdidas de presión por los disparos
13. Perdida del fluido de fracturamiento y si es necesario, la dependencia de este con la
temperatura.
14. Coeficiente de filtrado del fluido de fracturamiento, y si es necesario, el
comportamiento como una función de la presión diferencial y la temperatura.
15. Extensión vertical y altura neta del filtrado.
16. Propiedades térmicas del fluido.
17. Tamaño del apuntalante.
18. Densidad del apuntalante.
19. Conductividad del apuntalante como función de los esfuerzos de cierre, tipo de
apuntalante, tamaño de la distribución del apuntalante, concentración del apuntalante
en la fractura, y empacamiento dentro de la formación.
20. Presión de empacamiento y/o integración de la formación
21. Configuración de los disparos (intervalos, disparos por pie, y tamaño de los
agujeros)
22. Configuración y características del árbol de válvulas, tamaños y presiones que
soportan.
Los puntos 1 al 4 pertenecen principalmente a las características de comportamiento
del yacimiento. Los puntos 5 y 6 pertenecen tanto a aspectos del yacimiento como del
fracturamiento. Los puntos 7 a 22 se refieren principalmente al diseño del
fracturamiento hidráulico.
5.1 CONSIDERACIONES DE DISEÑO
El diseño de un trabajo de fracturamiento es exclusivo para un determinado pozo y no
debe ser aplicado a otro, pues el éxito logrado en el primero muy probablemente no se
repetirá en el segundo. Se requiere de un conocimiento detallado de la geología del
yacimiento específico, su mecanismo de producción y características de los fluidos de
yacimiento. El análisis petrográfico de la roca de yacimiento es un factor clave de éxito,
por lo que deben considerarse los siguientes parámetros de diseño:
Litología y mineralogía de la formación
Analizar los valores de porosidad y permeabilidad para determinar la conductividad y
longitud de fractura. Así mismo, la resistencia de la roca gobierna el espesor de fractura
y el tipo y procedimiento de colocación del agente sustentante.
Geometría de la fractura
El módulo de Young está relacionado con el ancho de fractura y con la posibilidad de
obtención de fracturas altamente conductivas. La relación de Poisson está ligada al
esfuerzo horizontal actuante sobre la roca y al gradiente de fractura. Los esfuerzos
horizontales en los estratos limitantes se relacionan con la posibilidad de que la fractura
se extienda por encima o por debajo de la zona de interés. Una zona con un esfuerzo
horizontal pequeño y baja relación de Poisson, probablemente no servirá como barrera
efectiva para la extensión de la fractura, mientras que una zona con alta relación de
Poisson confinará la fractura.
Fluidos y energía del yacimiento
La viscosidad del crudo, su tendencia a formar emulsiones, el contenido de asfaltenos y
las características de formación de parafinas deben considerarse en la selección y
modificación del fluido de fractura. Debe tenerse conocimiento sobre la presión de
yacimiento, ya que es la responsable de la expulsión del fluido de fractura después de
terminado el tratamiento.
Configuración física del pozo
Los pozos a los que se les vaya a hacer un trabajo de fracturamiento deben contar con
ciertas características en su terminación y sistema de conexiones, que deben ser
previstas con anticipación y tomadas en cuenta para que permita la ejecución del
trabajo con seguridad y el retorno del pozo a producción después del tratamiento. Si se
va a hacer un trabajo de fracturamiento a un pozo ya existente o un pozo viejo, deberá
modificarse de acuerdo con las limitaciones impuestas por las condiciones de
terminación de dicho pozo.
5.2 Procedimiento para optimizar económicamente el diseño de la fractura
a. Selección del sistema de fluidos aplicable a la formación.
Temperatura del fondo del pozo.
Capacidad de transporte del sustentante.
Pérdida del fluido.
b. Selección del apuntalante basándose en su resistencia y conductividad.
La consideración más importante para seleccionar el apuntalante es que optimice la
permeabilidad o conductividad con la mejor relación costo / beneficio asociado.
c. Determinación del volumen a bombear y la programación de inyección de material
sustentante.
d. Determinación del máximo gasto de bombeo permitido, basándose en la limitante de
presión de los cabezales y tuberías.
Se deben considerar altos gastos de inyección para incrementar la eficiencia del
tratamiento, como resultado de disminuir los tiempos de pérdida de fluido, incrementar
el ancho y altura de la fractura, mejorar directamente la capacidad de transporte del
apuntalante debido al incremento de la velocidad de la mezcla, evitando su caída,
menos degradación de la viscosidad y reducir el tiempo de bombeo.
e. Selección de un modelo apropiado de la propagación de la fractura y conductividad
(ejemplo 3D y P3D) para las características de la formación
La simulación permite al ingeniero de diseño:
Asegurarse de que la adición de apuntalante no cause un arenamiento no
deseado
Determinar el fluido de tratamiento y volumen de apuntalante requerido.
Asegurar que la concentración de apuntalante proporcione una adecuada
conductividad.
f. Determinación de la entrada de datos requeridas para el modelo geométrico
seleccionado.
g. Determinación de la penetración y conductividad de la fractura para una selección
del tamaño del tratamiento y concentración del apuntalante.
h. Determinación del gasto de producción y recuperación acumulada en un
determinado periodo seleccionado.
i. Cálculo del costo total del tratamiento.
5.3 Modelos para la fractura hidráulica
El proceso de inyección de fluido a presión en un pozo da como resultado el
fracturamiento de la formación y su posterior propagación en la zona productora. La
geometría de la fractura creada puede ser aproximada por modelos que tomen en
cuenta:
a) Propiedades mecánicas de la roca.
b) Propiedades del fluido fracturante.
c) Condiciones a las cuales el fluido fracturante es inyectado (tasa de inyección y
presión).
d) Esfuerzo de la formación. e. Distribución de esfuerzos en el medio poroso.
Estos conceptos son necesarios no solamente para la construcción del modelo del
proceso de la fractura en sí, sino también en la predicción del crecimiento de la fractura.
En la literatura disponible para modelos de fracturamiento hidráulico, existen tres
familias:
Modelos en dos dimensiones (2-D)
Modelos en pseudos-tres-dimensionales (p-3-D)
Modelos totalmente en tres dimensionales (3-D)
La fractura puede propagarse lateralmente y verticalmente y cambiar la dirección
original del plano de deformación, dependiendo de la distribución de esfuerzo local y de
las propiedades de la roca. El grado de análisis de este fenómeno es lo que conduce a
la complejidad del desarrollo de los modelos para estudiar el comportamiento del
fracturamiento.
5.3.1 Modelos en Dos Dimensiones
Se denominan modelos en dos dimensiones porque ellos determinan el ancho w, y la
longitud xf, de la fractura, parámetros que constituyen las dimensiones de la fractura
con base en las hipótesis que se considera como un paralelepípedo.
Los modelos 2-D son aproximaciones analíticas que suponen altura constante y
conocida. Para las aplicaciones en ingeniería petrolera, dos tipos son frecuentemente
utilizados.
Para longitudes de fractura mucho mayores que la altura de la fractura, se tiene el
modelo PKN [Perkins & KERN (1961) y Nordgren (1972)] es una apropiada
aproximación.
Se considera que: xf >> hf
Para longitudes de fractura mucho menores que la altura de la fractura se ha
presentado el modelo KGD [Khristianovic & Zheltov (1955) y Geertsma & de Klerk
(1969) ], que frecuentemente se conocio como el modelo KGD, donde:
hf >> xf
Un caso especial se tiene cuando la altura es igual a dos veces la longitud de
fractura, conocida como modelo radial. La altura de fractura utilizada aquí es el valor
dinámico que significa que la altura de la fractura crece al mismo tiempo que crece
la longitud de la fractura. Aquí:
2xf = hf
Para efectos de este trabajo, los modelos 2-D serán utilizados para cálculos del ancho
de fractura y de la presión de propagación de fractura, para cuando el fluido fracturante
es Newtoniano y no Newtoniano; así como, considerando el fenómeno de pérdidas de
fluido en la formación.
A continuación se presenta una gráfica del plano de deformación vertical y horizontal en
2-D para la condición de deformación de la zona productora.
Figura 27: Condiciones de los planos de deformación vertical y horizontal
5.3.2 Modelos en Tres Dimensiones
Los modelos en tres dimensiones solventan las limitaciones impuestas en el desarrollo
de los modelos de dos dimensiones con relación a la forma de la fractura,
especialmente en cuanto tiene que ver con la altura de la fractura que en estos modelos
varía en función de la inyección del fluido fracturante y del material soportante.
El tratamiento de la configuración de la fractura a través del tiempo se realiza por medio
de procedimientos discretos como es el caso de la aplicación del elemento finito.
Un modelo 3-D completo es complejo porque requiere de una cantidad significativa de
datos para justificar su uso y un análisis mucho más detallado que está fuera del
alcance de este texto.
Su uso se inscribe el ámbito científico, básicamente.
En resumen, los modelos tridimensionales requieren una información más detallada
para modelar la fractura y el Ingeniero de petróleo deberá evaluar el costo-beneficio de
la utilización de este tipo de modelos.
5.3.3 Modelo PKN
El modelo PKN está representado en la Figura. Tiene por característica considerar para
la fractura una forma elíptica en el eje vertical del pozo. La máxima amplitud está en la
línea central de esta elipse, con cero de ancho en el tope y en el fondo.
Figura 28: Modelo Geométrico PKN
Otras características importantes son:
En ambas direcciones el ancho es mucho menor que las otras dimensiones de la
fractura: altura y longitud (del orden de milímetros comparado con decenas o miles
de metros.
La geometría elíptica, aunque no es enteramente verdadera, es una aproximación
acertada.
La altura de la fractura es constante.
La longitud es considerablemente mayor que las otras dimensiones de la fractura:
altura y ancho.
Las propiedades de la roca tienen un gran impacto en la determinación del ancho de
fractura. El rango del módulo de Young de rocas de reservorio común puede variar
desde 107 psi en arenisca y profunda hasta 2 x 105 psi, en diatomitas. Así, en rocas
rígidas, donde el módulo de Young es grande, para un volumen dado de fluido
inyectado a la formación, la fractura resultante será angosta pero larga. Por el contrario,
en formaciones con módulo de Young bajos, el mismo volumen de fluido inyectado dará
como resultado una fractura ancha pero de longitud corta. La geometría elíptica del
modelo PKN conduce a una expresión para el ancho promedio de fractura que se
obtiene al multiplicar el ancho máximo de la fractura, por un factor geométrico. , el cual
es aproximadamente igual a 0.75. En unidades de campo petrolero típico es:
w=0,3 [ q iμ(1−v )x f
G ]1/4
( π4 γ )Donde:
w ,Ancho promedio de la fractura, pg
Qi, Tasa de Flujo, bpm
µ, Viscosidad del fluido fracturante, cp,
xf, Longitud de Fractura, ft
G, Módulo de Corte o Cizalla, psi
La expresión del máximo ancho de fractura con un fluido no Newtoniano, se expresa en
las siguientes unidades de campo:
wmax=12[( 1283π ) (n +1 )( 2n +1n )
n
( 0,9775144 )( 5,6160 )n ]1/ (2n +2 )
∗( q in K x f h f
1−n
E )1 /(2n +2)
ww ,0=9 .151
2n+2×3 .98n
2n+2 [ 1+2 .14 nn ]n
2n+2 K1
2 n+2 ( q inh f1−n x f
E ' )1
2 n+2
Donde wmax, es el ancho máximo de la fractura, pg, las variables n’ y k’ son propiedades
reológicas de un fluido del fracturante:
n’= Índice de comportamiento del fluido (adimensional)
k’= Índice de consistencia de fluido (lb.*segn’ /ft2)
El ancho promedio de la fractura puede ser calculado multiplicando por el factor
geométrico ( π4 γ )
5.3.4 Modelo KGD
El modelo KGD es representado en la Figura y es semejante al PKN con un giro de 90º.
Es aplicable para aproximar la geometría de fractura donde hf>>Xf
Figura 29: El Modelo Geométrico KGD
Así, este modelo KGD no será recomendado para el caso donde grandes fracturas en
la formación productora se generan con el tratamiento de fracturamiento hidráulico.
El ancho promedio de la fractura del modelo KGD en unidades de campo, con w , en
pulgadas es simplemente,
w=2,53 [ q iμ(1−v )x f2
Ghf]1 /4
Para la utilización del modelo KGD con fluido NO-Newtoniano se utilizará la viscosidad
equivalente con la aplicación de la
Ley de potencias; entonces la correspondiente ecuación de ancho de fractura con el
modelo KGD es:
W w=(11,1)1 /(2n+2)∗2,24n /(2n+2)∗K1/ (2n+2 )∗[ 1+2nn ]n/(2n+2 )( (qi )
n∗(x f )2
E∗(h f )n )
1/(2n+2)
5.3.5 Presión Neta de Fracturamiento
La creación de una grieta bidimensional, en la que una dimensión sea alargada hacia el
infinito y la otra tiene una extensión finita, d, ha sido descrita por Sneddon y Elliot.
(1946).
La máxima amplitud de la grieta es proporcional a las dimensiones características y es
también a la presión neta definida como:
Pnet=Pf−σ c=Pf−σh=P f−σmin
Donde:
Pnet, Presión neta
Pf, Presión del fluido fracturante en cualquier punto de la fractura.
σc, Esfuerzo de cierre de la fractura.
σh, Esfuerzo horizontal menor.
σmin, Esfuerzo mínimo de los tres esfuerzos ortogonales
En términos generales el ancho máximo de la fractura puede ser expresado como:
Wmax=2∗Pnet∗d
E ´=2 (Pf−σ min)d
E ´
Donde, d es la dimensión característica dependiendo del plano de formación utilizado.
Para el modelo PKN la dimensión característica d, es la altura de fractura (hf), mientras
para el modelo KGD es igual a la longitud de fractura, de punta a punta, 2x. El valor de
γC es 0.75 para el modelo PKN y 1 para el modelo KGD.
El ancho promedio de la fractura está expresado por:
w=π4
¿ γ c∗wmax
Nolte & Economides han demostrado que para una operación de fracturamiento con
una eficiencia del fluido fracturante tendiente a la unidad, se tiene:
n=V f
V i
→1
Donde:
n, Eficiencia del fluido fracturante
Vf, Volumen de fractura
Vi, Volumen inyectado
Entonces, de un balance de materia sin considerar el fenómeno de filtrado, el volumen
de la fractura Vf será igual al volumen de fluido inyectado Vi, y por lo tanto:
w A f=qi t
Donde Af es el área de fractura e igual a 2xfhf
Reemplazando y reordenando,
w X f=qi t
2h f
Para el caso en que n→ 0
A f=qi√ tπC Lr p
=2 X f h f
Despejando la longitud de la fractura, se tiene:
X f=q i√ t
2π h f CLr p
=qi√t2πhCL
Donde CL es el coeficiente de fuga y rp es la relación de la altura permeable para la
altura de la fractura (h/hf). En una formación de una sola capa la altura permeable es el
espesor neto de reservorio, h.
De la relación de ruptura de Sneddon, la presión neta de fracturamiento está dada por:
∆ p f=p f−σmin=wmax E ´
2hf
=pnet
Finalmente, hay también expresiones aproximadas y fáciles de utilizar para la presión
neta de fractura para los modelos PKN y KGD utilizando el fluido de fractura
Newtoniano.
La presión neta para el modelo PKN, en unidades coherentes, esta expresión es:
∆ P f=2,31 [ G3q iu x f
(1−v )3hf4 ]1/4
De modo que en unidades de campo:
∆ P f ( psi)=0,0254 [ G 3q iu x f
(1−v )3hf4 ]1/4
La presión neta en unidades de campo para el modelo KGD se expresa así:
∆ P f ( psi)=0,050[ G3q iμ
(1−v )3h f x f2 ]1/4
5.4 VARIABLES DE DISEÑO
Las variables que deben considerarse el diseño del proceso de fracturamiento son seis:
1. Altura (HF), usualmente controlada por el diferente esfuerzo in situ existente entre los
diferentes estratos.
2. Modulo de Young (E) o resistência a la deformación de la roca.
3. Pérdida de fluido, relacionada con la permeabilidad de la formación y las
características de filtrado del fluido fracturante.
4. Factor de intensidad de esfuerzo crítico ( KIC ) (toughness). Resistencia aparente de
la fractura, donde domina la presión requerida para propagar la fractura.
5. Viscosidad del fluido (m), afecta la presión neta en la fractura, la pérdida de fluido y el
transporte del apuntalante.
6. Gasto de la bomba (Q), que afecta casi todo el proceso.
Los valores de estas seis variables dominan el proceso de fracturamiento.
Todos los procedimientos de diseño se basan en que la columna inyectada se divide en
dos partes.
Una parte es el fluido que se pierde por filtración y la otra es la que ocupa la fractura
creada; por lo que no hay una ventaja de uno sobre otro.
En el proceso de diseño de una fractura hidráulica, varias variables están involucradas.
En la tabla se presenta la lista de ellas y los valores más típicos que se utilizan
normalmente.
Figura 30: Variables de diseño
6. CONCLUSIONES
Aumentar la producción de un yacimiento es una obsesión que persigue a cualquier
trabajador de la industria petrolera. Y para materializar ese deseo, existen diferentes
tipos de técnicas.
La permeabilidad es una de las principales características que deben poseer las arenas
productoras de hidrocarburos, pues a mayor permeabilidad mejor será el flujo de los
hidrocarburos del yacimiento al pozo.
El fracturamiento hidráulico se convierte en una de las técnicas a aplicar de manera
masiva, ya que con esta técnica se pueden contactar yacimientos que, debido a sus
propiedades petrofísicas, no han producido de manera efectiva, incrementando la
producción acumulada y, en consecuencia, el factor de recobro.
7. BIBLIOGRAFÍA
http://es.scribd.com/doc/46375463/07-FRACTURAMIENTOS-HIDRAULICOS
http://www.google.com.bo/url?sa=t&rct=j&q=equipos%20de%20fracturamiento
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%2520Fracturas_pozos_horizontales.pdf&ei=UHSnUancHZe-
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http://www.slideshare.net/gabosocorro/fracturamiento-hidraulico-tema-5
http://www.slideshare.net/gabosocorro/presentacin-fracturamiento-hidraulico
