8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
1/31
El fracturamiento hidráulico que utiliza un material sustentante se haconvertido, en la última década, en una de las operaciones más
importantes en la terminación de pozos. En México, su uso más
frecuente se ha dado en la cuenca de Burgos, cuyos pozos de gas
producen en formaciones de arenisca de baja permeabilidad; aunque
también se ha usado en pozos del paleocanal de Chicontepec y en
algunos de la Cuenca de Veracruz, donde predominan las formacionescarbonatadas
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
2/31
Mecanismo del Fracturamiento HidráulicoEl Fracturamiento hidráulico permite aumentar considerablemente la producción de los pozos.
Consiste en aplicar presión a la formación hasta lograr su ruptura.
El fluido utilizado para transmitir la presión hidráulica, denominado fluido fracturarte, penetra
ala formación, ampliando y extendiendo la fractura.
La fractura se inicia y extiende en un plano
normal ala dirección del mínimo esfuerzo.
La geometría de la fractura queda definida por
Altura (Hf)
Amplitud(W)
Radio de penetración(rf)
r = Radio de penetración (ft)
v = Vol. Bombeado (gal)
h = Altura de la zona a tratar (ft)Ø = Porosidad (fracción)
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
3/31
Junto con el fluido fracturante se introduce a la
formación un agente sustentante, a fin de mantener
abierta la fractura al terminar el tratamiento y establecer
un conducto de alta permeabilidad entre la formación y
el pozo.
El sustentante se adiciona al fluido fracturante, cuando la fractura en la pared del pozo es lo
suficientemente amplia para permitir su introducción libremente, sin que se “arene el pozo”.
La velocidad de flujo de la lechada disminuye al penetrar ésta en la fractura, iniciándose la
depositacion del sustentante.
La velocidad máxima que adquiere el sustentante, en su caída en el seno de un fluido, al
igualarse la fricción con su peso, se define como velocidad final de asentamiento(vs).
El sustentante se acumula en el fondo de la fractura, formando un banco que crece en
longitud y en altura, a medida que la altura del banco aumenta, disminuye el área disponible
al flujo de la lechada, aumentando su velocidad hasta alcanzar un valor que permite
mantener en suspensión al sustentante, impidiendo su depositacion y el crecimiento del
banco.
(la velocidad de la lechada que permite evitar la depositacion del sustentante se define comovelocidad de equilibrio(Veq))
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
4/31
En estas condiciones el sustentante se deposita a mayor distancia del pozo,
incrementando la longitud del banco.
La altura máxima del banco a la velocidad de equilibrio se denomina altura del banco en
equilibrio (heq).
El tiempo correspondiente a esta condición se define como tiempo de equilibrio(teq).
El sustentante colocado en la fractura proporcionara y mantendrá, un conducto altamente
permeable para facilitar el flujo de los fluidos del yacimiento al pozo.
Al terminar el tratamiento la formación presiona al sustentante y si este no ha sido
seleccionado adecuadamente, puede triturarse en la formación, disminuyendo la
capacidad de flujo de la fractura.
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
5/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
MÉTODO Y PROGRAMA DE COMPUTO
Los métodos que se emplean para el diseño y predicción de
resultados de un tratamiento de fracturamiento hidráulico se
determinan de la combinación de:
• Teoría del mecanismo del proceso.
• Estudios de laboratorio.
• Análisis de los resultados obtenidos en innumerables
fracturamientos.
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
6/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
La información que se requiere para procesar el programa de cómputo,
incluye los siguientes datos:
• Del yacimiento.
• Del pozo.
• De laboratorio.
Todos estos obtenidos de muestras representativas de la formación por
estimular u obtenidas por correlaciones. El Apéndice B enlista los datos
necesarios para procesar el programa de cálculo.
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
7/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
Una vez suministrados al programa los datos necesarios, y
considerando un tipo de sustentante y de fluido fracturante, se
seleccionan varias combinaciones de gastos de inyección,
volúmenes de fluido fracturante y concentraciones de agente
sustentante. El número de combinaciones queda limitado por las
características del equipo y material disponible para el tratamiento.
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
8/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
Para cada una de las combinaciones seleccionadas se efectúa la
predicción de sus resultados y se determinan, a partir de un balance de
ingresos y egresos, varios factores económicos de decisión, a fin deseleccionar la combinación óptima desde el punto de vista económico.
El programa es aplicable para todo tipo de fluido fracturante
convencional y de agente sustentante disponible.
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
9/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
En algunos casos los resultados que se obtengan en una aplicación
de campo pueden diferir ligeramente de los calculados. Esto se debe
a tres causas principales:
1. El modelo matemático utilizado está formado por modelos
parciales basados en ciertas suposiciones
2. Los valores de los parámetros y de las variables utilizados en los
cálculos no pueden obtenerse con precisión absoluta, ya que en
realidad presentan una distribución de probabilidad.
3. Condiciones de operaci6n en el campo, pueden diferir de las
establecidas en el diseño.
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
10/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
El procedimiento de diseño desarrollado es aplicable cuando la
fractura es vertical o aproximadamente vertical, que es el caso más
general. Además, incluye los casos en que se utilice un fluido
fracturante convencional, Newtoniano o no Newtoniano, y los casos
en que el tratamiento se efectué a través de la tubería de
revestimiento, a través de la tubería de producción, por el espacio
anular, o por el espacio anular, y la tubería de producción.
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
11/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
LOS DATOS REQUERIDOS SON:DATOS DEL POZO:
1. Nombre, campo, formación y localización del pozo.
2. Presión de fracturamiento.
3. Presión máxima permisible en el cabezal del pozo.
4. Diámetros nominales y tipos de tubería de revestimiento y producción.
5. Profundidad del intervalo a tratar.
6. Número de perforaciones.
7. Diámetro de las perforaciones.
8. Radio de drene.
9. Gasto actual del pozo o su índice de productividad.
10.Gasto de abandono.
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
12/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
DATOS DE LA FORMACION POR FRACTURAR:
1. Espesor.
2. Permeabilidades.
3. Relación de daño.
4. Saturaciones de fluidos.5. Porosidad.
6. Viscosidad de los fluidos.
7. Compresibilidad de los fluidos.
8. Temperatura.9. Módulo de elasticidad.
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
13/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
DATOS DE MATERIALES Y EQUIPO
Uno de los aspectos más importantes en el diseño óptimo de unfracturamiento radica en la selección de los fluidos fracturantes,
aditivos y agentes sustentantes. Esta selección se basa en pruebas de
laboratorio con núcleos representativos de la formación. Si se carece
de datos de laboratorio, el programa de diseño trabaja con datosobtenidos de correlaciones publicadas.
Los datos sobre materiales y equipo que utiliza el programa de
cómputo son:
1. Características reológicas del fluido fracturante.
2. Coeficiente de pérdida de fluido.
3. Pérdida inicial de fluido.
4. Densidad del fluido fracturante.
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
14/31
1. Tipo y tamaño de agentes sustentantes.
2. Potencia disponible o rango de gastos de bombeo deseado.
3. Rango de volúmenes de fluido fracturante disponibles.
4. Rango de concentraciones de agente sustentante deseado.
5. Costo unitario del fluido fracturante se deben incluir todos los aditivos
utilizados en su preparación).
6. Costo unitario de agentes sustentantes.
7. Costo unitario por potencia hidráulica
8. Costo unitario por mezclado.
9. Costo por almacenaje de productos en el pozo.
10. Costo por mano de obra, planeación y supervisión.
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
15/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
Calculo de los datos básicos
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
16/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
COEFICIENTE TOTAL DEL FLUIDO
FRACTURANTE ()
Indica la efectividadde un fluidofracturante
Controlada por tres
tipos de mecanismos
I
(Efecto combinadode)
Viscosidad del fluido
fracturante
Permeabilidad
efectiva de laformación
II
(efectos de)
Viscosidad del fluidofracturante
Compresibilidad delos fluidos delyacimiento
IIIUtilización deaditivos para evitarpérdidas del fluido
Es referido al efectode pérdida del fluidohacia la formación.
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
17/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
IPara cuantificar este efecto se utiliza la sig ecuación.
= 0.0469[ ∅]1000Donde.
= = ()∅ = = ∅(1 )Si no se dispone de los medios necesarios para .esta determinación, puede
estimarse su valor como propone Smith, corrigiendo la permeabilidad al aire
por un factor de 0,6.
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
18/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
IIControlan la pérdida del fluido fracturante. La ecuación utilizada es la sig.
= 0.0374 ∅1000En esta ecuación
,
y
se determinan con las siguientes expresiones.
= =
=
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
19/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
IIIEs para controlar la pérdida del fluido. La evaluación de este efecto se basa en
pruebas de laboratorio. Se ha demostrado que:
= 0.0164
Siendo el coeficiente de Pérdida del flujo experimental. El valor de puede corregirse de condiciones experimentales a reales utilizando lasiguiente ecuación.
= ()∆
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
20/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
La combinación de los mecanismos secomplementa para incrementar la efectividad delfluido. Sin embargo, para la ecuación que se utilizapara el calculo del área de la fractura, se considera
aisladamente cada mecanismo; por lo que seselecciona, como coeficiente total del fluidofracturante, , el menor valor obtenido de lostres coeficientes.
En el caso de no disponer de datos suficientes paracalcular los coeficientes el valor que seconsidera es el determinado experimentalmente
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
21/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
Volumen inicial de inyección
En la etapa inicial de un tratamiento por fracturamiento, se bombea
contra la formación fluido fracturante sin sustentante. La presión de
inyección debe ser lo suficientemente alta para provocar la falla de
la roca y obtener así una fractura.
É É
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
22/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
Una vez iniciada la fractura, la inyección de fluido fracturante amplia susdimensiones. El volumen de fluido que se inyecta en esta etapa, debe
aumentar la amplitud de la fractura en la pared del pozo, lo suficiente para
permitir la libre entrada de la mezcla fluido fracturante-agente sustentante,
sin que se «arene» el pozo. En le método se considera que la amplitud mínima
de la fractura (), requerida para evitar problemas de este tipo , debe serigual a 3 veces el diámetro máximo del agente sustentante.
É É
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
23/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
Al final de un tratamiento, la fractura se encuentra llena del material
soportante en una adecuada concentración, tal que no permita elcierre de la fractura.
Finalmente, para concluir el proceso de tratamiento por
fracturamiento en un pozo se bombea un volumen de fluido con el
objeto de realizar la limpieza del exceso del material soportante del
pozo.
É É
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
24/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
El calculo del volumen necesario de fluido fracutrante, libre de sustentante,
se hace por ensayo y error. Se supone un tiempo de inyección inicial y secalcula, la ecuación desarrollada por R.D. Carter, el radio de penetración de
la fractura,
= 301.59() erfc 1.128 1
= Radio de penetración de la fractura = Coeficiente total del fluido fracturante = Amplitud mínima de la fracturac
erfc = función complementaria de error = se proporciona a la computadora como dato y se estimaconsiderando la presencia y posición de barreras en el intervalo
por fracturar
É É
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
25/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
Donde: = 24 = Amplitud mínima de la fractura
= Coeficiente total del fluido fracturante
Siendo:
erfc = 2∞
− Conocida como función complementaria de error
(8)
É É
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
26/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
A continuación se calcula la amplitud de la fractura, en
función del valor de
contenido con la ecuación (7). Para ello se
utilizan las siguientes expresiones, desarrolladas por Perkins y
Kern(6):
Tiene por característica considerar para la fractura una forma
elíptica en el eje vertical del pozo.
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
27/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
Para flujo laminar en la fractura:
= 0.38
.
5.615 (10)
Se calcula la amplitud de la fractura, en
función del valor de
Para flujo turbulento en la fractura:
= 0.60 .
(5.615)
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
28/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
Las ecuaciones anteriores se utilizan para fluidos Newtonianos. Para fluidosno-Newtoniános se emplea la siguiente ecuación, para el caso de flujolaminar.
= (23)(′ 1)(2′ 1′ )′(0.9775144 )(5.6160 )′(
′−
5.61 )
+
n’= Índice de comportamiento del fluido
k’= Índice de consistencia de fluido
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
29/31
UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DEL GOLFO DE MÉXICO
n ' y K' son las constantes reologicas del fluido que intervienen en. El
modelo matemático emperico conocido como Ley de Potencia. Losvalores n ' y K' pueden determinase con un viscosímetro- Fann.
SI el valor de
es diferente a
, se supone otro tiempo de
inyección y se calcula otro valor de , con el que se obtiene otra .
Este proceso se repite hasta que el valor de sea igual al . Para eltiempo en que resulta igual a , se calcula, con el gasto deinyección, el volumen inicial de fluido fracturante, sin sustentante,necesario para crear una amplitud de fractura, en la pared del pozo,
suficiente para permitir la entrada del sustentante.
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
30/31
Las dimensiones de la fractura a condiciones dinámicas difieren de las dimensiones finales de lafractura sustentada. Esto se debe al asentamiento del sustentante en la fractura. Sin embargo las
dimensiones dinámicas sirven para calcular la geometría de la fractura sustentada.
Con este volumen y el gasto de inyección se obtiene el tiempo
total de inyección del fluido fracturante. Con este tiempo ysuponiendo una amplitud de fractura, se calcula su radio depenetración.
DIMENSIONES DE LA FRACTURA DURANTE ELFRACTURAMIENTO
8/19/2019 Presentacion Fracturamiento IP
31/31
Este valor se compara con el supuesto dela amplitud de la fractura. En el caso de
que estos valores no sean iguales, se
supone una nueva amplitud. Los cálculos
se repiten hasta que la amplitud calculada
sea igual a la supuesta. En esta forma se
obtienen los valores de la amplitud y el
radio de penetración de la fractura durante
el tratamiento.