Luis Angel Gutiérrez Carmona
Para la explotación de yacimientos de baja permeabilidad en pozos de aceite
y gas (k<10 mD y k<1 mD, respectivamente), como practica común se aplica
la tecnología de Fracturamiento Hidráulico, la cual consiste en la creación de
una fractura de alta conductividad en la formación, mediante el bombeo de un
fluido fracturante (base agua y/o aceite) a una presión mayor a la de fractura
de la formación, la cual puede mantenerse abierta una vez que se libera la
presión de bombeo, mediante la colocación de agentes apuntalantes (arena)
o la adición de sistemas ácidos.
Luis Angel Gutiérrez Carmona
Dependiendo del tipo de material empleado para mantener abierta
la fractura, se clasifican en:
• Fracturamiento Hidráulico Apuntalado (FHAp).
• Fracturamiento Hidráulico Ácido (FHAc).
• Aumentar la recuperación de hidrocarburos en formaciones de muy
baja permeabilidad.
• Conexión del pozo con sistemas naturales aislados (permeables y/o
fracturados.
• Recuperación a producción de intervalos severamente dañados.
• Recuperación acelerada de las reservas.
• Incremento en la eficiencia de proyectos de recuperación mejorada.
• Incremento de las reservas recuperables.
• Aumento en la estabilidad del agujero.
• Incremento del área de drene efectiva.
La operación de fracturamiento hidráulico puede ser desarrollada en un
pozo por una o más razones:
– Rebasar el daño presente en la formación para restablecer y/o
mejorar el índice de productividad.
– Generar un canal altamente conductivo en la formación.
– Modificar el flujo de fluidos en la formación.
Luis Angel Gutiérrez Carmona
El proceso consiste en bombear un fluido viscoso, llamado también
fluido fracturante, el cual tiene como objetivo generar o producir una
ruptura en la formación y extenderla más allá del punto de falla, de tal
forma que permita la colocación del apuntalante para mantener abierta
la fractura creada una vez que se libere de la presión de bombeo.
Se aplica principalmente en formaciones de
arenas de muy baja permeabilidad.
1) Primero se bombea un precolchón de salmuera o gelatina, con el
objeto de obtener parámetros y poder optimizar el diseño
propuesto.
2) 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 apuntalante;
3) 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 y monitorear
continuamente en superficie los valores de:
•Presión. (Presión de fractura, Presión de bombeo y la Presión de
cierre.)
•Gasto de operación.
• Dosificación del apuntalante.
• Dosificación de aditivos.
• Condiciones del fluido
El comportamiento de la roca está regido por dos aspectos
fundamentales, que son:
•Esfuerzos in-situ.
•Relación esfuerzo-deformación
Es el conjunto de fuerzas que actúan sobre la roca mientras la
misma esta ubicada dentro de la formación, debajo de la
superficie de la Tierra. Estos pueden ser:
• Verticales.
• Horizontales.
Existen tres esfuerzos, no iguales y perpendiculares entre sí.
•Esfuerzo Vertical (OverBurden), σv.
•Esfuerzo horizontal máximo, σh1.
•Esfuerzo horizontal mínimo, σh2.
σv.
σh2
σh2
σh1 σv > σh1 > σh1 σv > σh1 > σh1
• Esfuerzo Vertical (OverBurden)
Es el esfuerzo paralelo al eje vertical del pozo originado por la carga
geológica (litostática).
• Esfuerzos Horizontales
Perpendiculares al OverBurden, se originan por la carga litológica, la
presión del reservorio y las fuerzas tectónicas.
Esfuerzo total = carga litológica + fuerzas tectónicasEsfuerzo total = carga litológica + fuerzas tectónicas
En ciertas condiciones dadas de presión y temperatura, un
material responderá a la aplicación de un esfuerzo.
Las variables que deben considerarse en el diseño del proceso de
fracturamiento son:
1.La altura (hf) y longitud de la fractura, usualmente son controladas
por los diferentes esfuerzos in situ existente entre los diferentes
estratos.
2. Modulo de Young ( E ) o resistencia a la deformación de la roca.
3. Pérdida de fluido (C ), relacionada con la permeabilidad de la
formación y las características de filtrado del fluido fracturante.
4. Viscosidad del fluido (μ ), afecta la presión neta en la fractura, la
pérdida de fluido y el transporte del apuntalante.
5. Gasto de la bomba (Q), que afecta casi todo el proceso.
Otra variable importante a considerar es la conductividad de la
fractura, (FCD).
La cual se define como la capacidad de la formación para transportar
el fluido recibido de la formación hacia el pozo. Matemáticamente se
expresa:
Donde:
Kf = es la permeabilidad de la fracura.
Wf = ancho de la fractura.
K = permeabilidad de la formación.
Xf = longitud de la fractura.
El cálculo de la geometría de fractura es esencialmente una
aproximación, debido a que se supone que el material es isotrópico,
homogéneo y linealmente elástico, lo cual sucede sólo en un material
ideal. Los modelos de geometría básicos pueden ser divididos en:
– Modelos bidimensionales (2-D)
– Modelos Tridimensionales (3-D)
• PKN (Perkins, Kern, Nodgren).
• KGD (Kristianovich, Geerstma, De Klerk).
• Radial.
– Modelos Tridimensionales (3-D)
• Pseudo 3D
• Plano 3D
• 3D completo.
Pueden ser de base agua o aceite. Las propiedades que debe cumplir
un fluido fracturante son las siguientes:
•Compatible con los fluidos y roca de formación.
•Generar un adecuado ancho de fractura para aceptar el apuntalante.
•Capacidad de suspender y transportar el apuntalante a la fractura.
•Fácil remoción después del tratamiento.
• Mínimo daño a la permeabilidad de la formación y fractura.
• Bajo costo.
Fluido Fracturante o Gel = Fluido base + Polímero +
Aditivo (según sea el caso)
Polímeros:
a)Goma guar.
b)El hidroxipropil guar (HPG).
c)El carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG).
d)Hidroxietil celulosa (HEC) o el hidroxipropil celulosa (HPC).
e) Carboximetilhidroxietil celulosa (CMHEC).
f) La goma xantana.
g) Fluidos de nueva generación.
Aditivos:
Se usan para romper el fluido, una vez que el trabajo finaliza, los
principales aditivos son:
a) Activadores de viscosidad.
b) Rompedores.
c) Aditivos para pérdida de filtrado.
d) Bactericidas.
e) Estabilizadores.
f) Surfactantes.
g) Controladores de PH.
h) Estabilizadores de arcilla.
La consideración más importante para seleccionar el apuntalante es
que optimice la permeabilidad o conductividad con la mejor relación
costo / beneficio asociado. El apuntalante con la permeabilidad más
alta no es siempre la mejor opción. Se deben considerarse
• El costo requerido para obtener una conductividad óptima o
deseada.
• El volumen de apuntalante.
Costo del apuntalante
Volumen del apuntalante
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