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  • 1. Leopoldo aceros Julio David gracia Emmanuel GómezCarlos Iván ValdiviesoJuan Sebastián Torres
  • 2.  es definido como el proceso en el cual la presión de un fluido es aplicado a la roca del yacimiento hasta que ocurra una falla o fractura, generalmente conocido como rompimiento de formación.
  • 3.  Se bombean dos sustancias principales: apuntalantes y fluidos de fracturamiento. Apuntalantes: partículas que mantienen abiertas las fracturas. Fluidos de fracturamiento deben ser suficientemente viscosos. Dos etapas principales. Primera: no contiene apuntalante (Pad). Segunda: transporta el apuntalante.
  • 4. La operación de fracturamiento hidráulico se realiza en un pozo por las tres razones siguientes:1. Desviar el flujo, para evitar el daño en las vecindades del pozo y retornar a su productividad normal.2. Extender una ruta de conducto en la formación, así incrementar la productividad a sus máximos niveles.3. Alterar el flujo, de fluidos en la formación.
  • 5.  El primer tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico fue bombeado en el pozo Klepper No. 1 en Julio de 1947. Primeros tratamientos de fracturamiento hidráulico empleaban fluidos a base de hidrocarburos. Los fluidos a base de agua, tales como las soluciones de polímeros lineales, fueron introducidos en la década de 1960. Para mejorar la viscosidad térmica, los técnicos químicos agregaron sales metálicas. Hoy en día, los fluidos a base de polímeros reticulados se utilizan como rutina a temperaturas de pozos de hasta 232 C aprox.
  • 6.  La recuperación del fluido con posterioridad al tratamiento requirió el agregado de agentes de oxidación resistentes. Se desarrollaron los rompedores encapsulados que permitieron concentraciones más altas de oxidantes y redujeron la cantidad de residuo de polímero en el empaque de apuntalante. La inclusión de fibras mejoró la capacidad de transporte de apuntalante de los fluidos.
  • 7.  La generación más reciente de fluidos de fracturamiento emplea surfactantes visco-elásticos no poliméricos de bajo peso molecular. Cuando el fluido entra en contacto con los hidrocarburos en el fondo del pozo, su viscosidad se reduce sustancialmente, lo cual favorece la recuperación eficiente y virtualmente los empaques de apuntalantes sin residuos.
  • 8. El objetivo del fracturamientohidráulico es mejorar laproductividad de los pozosmediante la creación de untrayecto de flujo desde laformación hacia el pozo. Lostratamientos defracturamientoconvencionales rellenancompletamente la fracturacon apuntalante, lo quemantiene abierta la fracturapara preservar el trayecto dela producción.
  • 9. Esta técnica se utilizabásicamente para lograrel incremento de laconductividad delpetróleo o gas y parareducir o eliminar elefecto de daño en lospozos.
  • 10.  Incremento de la tasa de flujo de petróleo y/o gas de yacimientos de baja y alta permeabilidad. Incremento de la tasa de petróleo en pozos que han sido dañados Conectar fracturas naturales presentes en la formación Disminuir el diferencial de presión alrededor del pozo para minimizar la producción de arena y/o asfáltenos Controlar la producción de escamas
  • 11.  Disminución del daño Aumento de la conductividad Mayor área de flujo Mejoramiento de la producción
  • 12. La orientación de lafractura está íntimamenteligada al estado originalde esfuerzos in-situ y almecanismo que la genera.
  • 13. Bajo esta condición y para el caso particular donde la fracturahidráulica es generada por tensión, la orientación de la fracturaestará en dirección perpendicular a la menos tensión.Independientemente de las condiciones de terminaciónincluyendo la orientación preferencial de los disparos.
  • 14. El esfuerzo mínimo de los tres principales esfuerzos ortogonales de un punto en la formación productora, es el parámetro determinante que controla la geometría de la fractura.
  • 15. •Esfuerzo tangencial Se encuentra en la superficie del plano sobre el que actúa.•Esfuerzo normal Aplicado en la cara normal al eje x. •Esfuerzo cortante Esfuerzo de corte que actúa en la cara normal a la parte frontal de cuerpo.
  • 16.  Este esfuerzo mínimo se encuentra en el plano horizontal para la mayoría de los pozos petroleros. Una fractura se desarrolla perpendicular al mínimo esfuerzo y para el caso del fracturamiento hidráulico, si el mismo esfuerzo esta en el plano horizontal, entonces el desarrollo de la fractura será en el plano vertical.
  • 17. Puede ser:
  • 18. Los factores que tiene mayor influencia en la orientaciónde la fractura son, la presión de poro, el modulo dePoisson, el modulo de Young, dureza y compresibilidad dela roca.
  • 19. Basándose en laexperiencia, las fracturashorizontales se producen auna profundidad menor aaproximadamente 2000 piesdebido a la Tierra lasobrecarga en estasprofundidades proporcionala tensión al director.
  • 20. Si se aplica presión al centrode una formación en estascondiciones relativamentepoco profundas, la fractura esmás probable que ocurra en elplano horizontal, ya que serámás fácil para separarlos de laroca en esta dirección que encualquier otro. En general, porlo tanto, estas fracturas sonparalelas al plano deestratificación de laformación.
  • 21. Como aumenta la profundidad más allá deaproximadamente 2000 pies, el aumento de sobrecarga deestrés por aproximadamente 1 psi / ft., Haciendo el esfuerzode sobrecarga de la tensión dominante Esto significa que latensión de confinamiento horizontal, ahora es el estrés loprincipal.
  • 22. Dado que las fracturas hidráulicamente inducidas seforman en la dirección perpendicular a la menortensión, la fractura resultante a profundidades mayoresde aproximadamente 2000 pies se orientan en ladirección vertical.
  • 23. En el caso en que unafractura puede cruzarun límite donde loscambios de esfuerzosprincipales dedirección, la fracturaintentaría reorientarseperpendicular a ladirección del esfuerzo.
  • 24. Por lo tanto, si una fractura se propaga desdemayor profundidad a menor profundidad enlas formaciones, ella misma se reorienta desdeuna dirección vertical a una vía horizontal yextendida lateralmente a lo largo de los planosde estratificación de las capas de roca.
  • 25. Esfuerzos Locales Presión De Sobrecarga FACTORES Comportamiento De laPresión De Poro Roca
  • 26.  También llamados In situ Stresses. El concepto de esfuerzo se refiere a la capacidad que posee un cuerpo para soportar una carga por unidad de área, dependiendo de la dirección en la cual se aplica la fuerza en relación a la superficie.
  • 27. Esfuerzos Normales• Perpendicularmente al plano de aplicación• Se representan con la letra σEsfuerzos De Corte• Paralelamente al plano de aplicación• Se representan con la letra τ.Esfuerzos Efectivos• Carga neta soportada por la estructura mineral sólida• Parte de la carga sea soportada por el fluido• Se representan con al letra σ’
  • 28.  Se consideran positivos (+) cuando son de Compresión y negativos cuando son de Tensión (-). Depende de las condiciones de deposición y de eventos tectónicos ocurridos. Resulta en un campo de esfuerzos donde se combinan esfuerzos normales y de corte
  • 29. Presión ejercida por el peso de la matriz de la roca ylos fluidos contenidos en los espacios porosos sobreuna formación particular.
  • 30. La formación debe ser capaz de soportarmecánicamente las cargas bajo las cuales estásometida en todo momento.
  • 31.  La matriz rocosa solo se ve afectada por el esfuerzo efectivo, debido a que el fluido contenido en ella soporta parte del esfuerzo aplicado. σ’= σ - αp Cuando la presión de poro disminuye, el esfuerzo efectivo se hace mayor
  • 32.  Es más difícil iniciar una fractura cuando la formación ésta en su etapa madura. Por esto la energía a aplicar para iniciar y propagar la fractura es mayor. Si la presión de poro incrementa debido a la inyección de fluidos, permite iniciar la fractura más fácilmente
  • 33.  La selección del modelo matemático para representar el comportamiento mecánico de la roca es muy importante. Existen desde el modelo lineal elástico hasta modelos complejos. Incluyen: • Comportamiento elástico • Interacciones roca-fluido • Temperatura
  • 34.  Un cuerpo a sometido a una carga por esfuerzos esfuerzos, el mismo se deforma. La deformación depende de las constantes elásticas del material. El modelo más conocido es el lineal elástico, utilizado por su simplicidad. Se fundamenta en los conceptos de esfuerzo (σ) y deformación σ =E*ε (ε), los cuales relaciona la Ley de Hooke.
  • 35. Modulo de YoungRelación de PoissonModelo poroelástico
  • 36.  Llamado también modulo de elasticidad. Se representa con al letra E. Medida de rigidez de la roca, a mayor valor de E, mayor es la rigidez. Afecta directamente a la propagación de la fractura:  A valores bajos se induce una fractura ancha, corta y de altura limitada  A valores grandes resultan en una fractura angosta, alta y de gran penetración horizontal.
  • 37.  La roca es comprimida uniáxialmente, la misma se deforma en dos direcciones distintas, se acorta a lo largo del eje del esfuerzo y se expande lateralmente en el plano vertical al eje del esfuerzo. Se denomina con la letra V.
  • 38. Si definimos ambas deformaciones con sus respectivas ecuaciones, tenemos:El Módulo o Relación de Poisson (v) se define como la relación entre ambas deformaciones y es siempre positiva, de allí el signo negativo en la ecuación.
  • 39. Cuando se incluyen los efectos de la porosidad y los fluidos contenidos en la roca en el modelo elástico, éste se convierte en un modelo poroelástico, el cual es ampliamente utilizado en simuladores comerciales para diseño de fracturamiento hidráulico.
  • 40.  Uno de los más comunes criterios para definir los parámetros que representan el comportamiento de los fluidos contenidos en la roca, es el coeficiente poroelástico (α), llamada también “Constante de Biot”. Cuanto más alto es su valor, mayor es la eficiencia y menor el Esfuerzo Efectivo (σ’) aplicado sobre la matriz rocosa. Para pozos de aceite el valor de esta constante es de 0,70. Pyac → 0; α → 0 σ’ → σ ; Pyac → 0
  • 41.  Mecanismo de expulsión de hidrocarburos. La compresión de la roca causa un aumento del espacio poroso interconectado. La compresibilidad es la única fuente de energía de producción.
  • 42. Compresibilidad de Compresibilidad de Compresibilidad los Poros (Cp) la matriz (Cr) total de la roca (Cb)• Cambio fraccional • Cambio fraccional • Cambio fraccional en volumen en volumen de la en volumen bruto poroso de la roca roca sólida con de la roca con con respecto al respecto al cambio respecto al cambio cambio unitario unitario de unitario de de presión presión. presión.
  • 43.  Cuando se extrae fluido de una roca receptora, la presión interna cambia, aumentando la presión diferencial entre esta presión interna y la presión externa de sobrecarga que permanece constante. Esto trae como consecuencia el desarrollo de diferentes esfuerzos en la roca dando como resultado diferentes cambios, el cambio principal es el sufrido por los poros.
  • 44. Las variables que deben considerarseel diseño del proceso defracturamiento son seis:1. Altura (HF), usualmente controladapor los diferentes esfuerzos in situexistente entre los diferentes estratos.2. Modulo de Young (E) o resistênciaa la deformación de la roca.3. Pérdida de fluido, relacionada conla permeabilidad de la formación y lascaracterísticas de filtrado del fluidofracturante.
  • 45. 4. Factor de intensidad de esfuerzocrítico ( KIC ) (toughness).Resistencia aparente de la fractura,donde domina la presión requeridapara propagar la fractura.5. Viscosidad del fluido (m), afecta lapresión neta en la fractura, la pérdidade fluido y el transporte delapuntalante.6. Gasto de la bomba (Q), que afectacasi todo el proceso. Los valores de estas seis variables dominan el proceso de fracturamiento.
  • 46. El cálculo de la geometría de fractura es esencialmente una aproximación, debido a que se supone que el materiales isotrópico, homogéneo y linealmente elástico, lo cual sucede sólo en un material ideal; al comportarse este fluido como un modelo matemático, la h se convierte en la mayor inexactitud.
  • 47. 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.
  • 48. Los métodos se pueden dividir en tres grupos, dependiendo dela forma que utilizan para calcular el espesor de fractura. Grupo 1. Modelos desarrollados por Perkins y Kern (1961) y Nordgren (1972). En ellos se supone que el espesor de fractura es proporcional a la altura de la misma.
  • 49. Grupo 2 Modelosdesarrollados por Kristianovichy Zheltov (1955), LeTirant yDupuy (1967), Geerstma ydeKlerk (1969) y Daneshy(1973). Estos modelos proponenque el ancho de fractura esproporcional a la longitud de lamisma, a diferencia de Perkins yKern y Nordgren, que proponenla proporcionalidad con la alturade la fractura.
  • 50. Las principales suposiciones entrelos modelos PKN (Grupo 1) yKGD (Grupo2) son las siguientes:Ambos suponen que la fracturaes plana y que se propagaperpendicularmente al mínimoesfuerzo.Suponen que el flujo de fluidoses unidimensional (1D) a lo largode la longitud de fractura.Suponen que la fractura es fijaen altura o completamenteconfinada.
  • 51.  Grupo 3. Modelos tridimensionales y pseudo tridimensionales.Los modelos mencionados anteriormente están limitados debido a que se requiere especificar la altura de la fractura o asumir que se desarrollará una fractura radial.También la altura de la fractura varía del pozo a la punta de la fractura. Esto puede remediarse usando modelos planos tridimensionales (3D) y pseudo tridimensionales (P3D).
  • 52. Los fluidos parafracturamiento hidráulicosson diseñados para romperla formación y llevar elagente de sostén hasta elfondo de la fracturagenerada.
  • 53.  La presión de fractura en fondo de pozo (BHFP) es igual al gradiente de fractura por la profundidad. BHFP = FG X Depth BHFP es igual a la presión instantánea al cierre (ISIP) en la superficie + la presión hidrostática (Ph) en la cara de la formación. BHFP = ISIP + Ph
  • 54. GRACIAS

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