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Fracturamiento

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  • 1. FRACTURAMIENTO IAN MARTÍNEZ DANIELA HERRERACATHERINE CÁRDENAS ADRIAN ROJAS VALENTINA LOZANO JAIME ÁNGEL
  • 2. FLUIDOS DE FRACTURA
  • 3. FLUIDOS DE FRACTURALos fluidos parafracturamiento hidráulicosson diseñados para romperla formación y llevar elagente de sostén hasta elfondo de la fracturagenerada.
  • 4. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE FRACTURAPara estos deben cumplir ciertos requerimientos y deben tener ciertas propiedades:1. Un fluido de fractura tiene que ser compatible con el fluido de formación y compatible con la roca.2. Un gel de fractura debe generar un ancho suficiente de fractura para que el agente de sostén penetre hasta la longitud deseada.3. El gel debe ser capaz de transportar el agente de sostén durante todo el tiempo que dura la operación.4. Control de la pérdida de fluido, o eficiencia del fluido.5. El gel tiene que romperse completamente volviendo en algo lo más parecido posible al fluido base.6. Como los volúmenes de fluidos son muy grandes se requieren de fluidos de bajos costos.
  • 5. OBJETIVOS DEL FRACTURAMIENTO Esta técnica se utiliza para incrementar la conductividad del petróleo o gas y para reducir o eliminar el efecto de daño en los pozos. Se emplea para el control de la producción de arena en formaciones poco consolidadas. Atenúa la velocidad de deposición de materiales que dañan la formación como asfáltenos, parafinas y arcillas migratorias.
  • 6. • Base Agua • Base Aceite TIPOS DE • Polímeros (Viscosificante)FLUIDO DE • Los GelesFRACTURAS
  • 7. FLUIDO BASE AGUA Bajo Costo Se pueden utilizar Alto desempeño polímerossolubles en agua VENTAJAS No existen Fácil manejo en problemas de superficie incendios Minimiza la fricción tubular
  • 8. FLUIDO BASE AGUA DESVENTAJAS No lleva el agenteBajos valores de de sostén dentro de viscosidad. la fractura fácilmente.
  • 9. FLUIDO BASE ACEITE Altos valores de viscosidad El flujo de retornoNo generan ningún es incorporadotipo de daño en la directamente a la formación producción VENTAJAS Previene la decantación de Minimiza perdidas agente de sostén de fluido. hacia el fondo de la fractura.
  • 10. FLUIDO BASE ACEITE Alto riesgo de incendio Impacto Conductividadambiental DESVENTAJAS de la fractura es severo baja Transportan arenas a bajas concentraciones
  • 11. POLIMEROS• Hidroxietil celulosa (HEC)• Hidroxipropil celulosa (HPC)• Goma Guar• Carboximetilhidroxietil celulosa (CMHEC)• Fluidos de Nueva Generación• Hidroxipropil Guar (HPG)• Carboximetilhidroxipropil Guar (CMHPG)
  • 12. GELES Se utilizan en situaciones en las que se desea mejorar la eficiencia de barrido en roca matriz y se inyectan volúmenes definidos de baja concentración, también denominados “microgeles”. Para corregir fracturas o canales de alta permeabilidad debe aumentarse la concentración de polímeros.
  • 13. ADITIVOS Controla perdidas de fluidosEjerce un Minimiza elcontrol de USOS daño de bacterias formación Controla el pH
  • 14. TIPOS DE ADITIVOSADITIVOS FUNCIÓNAmortiguadores Ajustar el pH en fluidos acuosos, promueve la hidratación de polímeros.Bactericidas Previene la pérdida de viscosidad en fluidos acuosos por degradación bacterial.Estabilizadores Previene la degradación de geles polisacáridos a temperaturas superiores a los 200ºFInterruptores Elimina el gel polímero en pozos de baja temperaturaSurfactantes Promueve la formación de burbujas estables en espumas. Agente reductor de tensión superficial. Ayuda a la limpieza de la fractura del fluido de fracturación. Bactericida y agente controlador de arcillasEstabilizadores de arcillas Prevenir e inhibir la hidratación de arcillas y migración.Control de perdida de Taponar los poros y evitar la perdida de fluido a travésfluido de la formación
  • 15. ACTIVADORES MAS USADOS BORATO TITANATO ACTIVADORES ZIRCONATO ALUMINATO
  • 16. CRITERIO DE SELECCIÓN DESEMPEÑOS EN ALTAS TEMPERATURAS. OXIDANTES RAPIDO ROMPIMIENTO SENSIBILIDAD QUIMICAQUEBRADORES INTEGRADIDAD DE ROMPIMIENTO. ENZIMAS DURACION DE ROMPEDOR.
  • 17. PERDIDAS DE FILTRADO Una característica importante de los fluidos de fractura es su capacidad de controlar la pérdida de fluido.
  • 18. Efecto de pared CW• El revoque impide el flujo del gel y del filtrado hasta la formación.Efecto de la viscosidad del filtrado CV• La viscosidad del fluido que penetra en los poros de la formación puede generar suficiente resistencia para impedir el flujo.Efecto de compresibilidad del fluido deformación CC• Si el fluido de formación es incompresible será mucho más difícil para el filtrado desplazarlo.
  • 19. EFICIENCIA DEL FLUIDO
  • 20. RESIDUOS
  • 21. DISEÑO DE FRACTURAS
  • 22. DISEÑO DE FRACTURAS El diseño de un tratamiento involucra un proceso de optimización que permite balancear la predicción del incremento de producción con su costo asociado. El diseño de un trabajo de fracturamiento es exclusivo para un determinado pozo y no debe ser aplicado a otro.
  • 23. PARAMETROS DEL DISEÑO Litología y mineralogía de la formación. Geometría de la fractura. Fluidos y energía del yacimiento Configuración física del pozo.
  • 24. OPTIMIZACIÓN ECONOMICA Selección del sistema de fluidos aplicable a la formación. Selección del apuntalante. Determinación del volumen a bombear. Selección de un modelo apropiado de la propagación de la fractura y conductividad para las características de la formación. Determinación de la entrada de datos requeridos para el modelo geométrico seleccionado. Determinación de la penetración y conductividad de la fractura para una selección del tamaño del tratamiento y concentración del apuntalante por medio de un simulador. Determinación del gasto de producción y recuperación acumulada en un determinado período. Cálculo del valor presente de los ingresos netos de la producción basada en un gasto discontinuo. Cálculo del costo total del tratamiento, incluyendo los costos asociados con los fluidos, apuntalante .
  • 25. VARIABLES DE DISEÑO• Base del Fluido• Viscosidad del fluido• Propiedades de pérdidas de filtrado• Fricción en la tubería• Volumen de fluido• Gasto de inyección• Tipo de Sustentante• Concentración del sustentante• Propiedades físicas de la formación• Temperatura del fluido en la fractura
  • 26. Disponibilidad Calidad SELECCIÓN DEL FLUIDO DE FRACTURACondiciones del pozo Disponibilidad
  • 27. Base Alcohol. En fracturamiento hidráulico, el alcohol reduce la tensión superficial del agua y tiene un amplio Base Aceite. Se debe a uso como estabilizador de que determinados tipos de temperatura. Emulsiones. En geles requieren este tipo presencia de geles reducen de base para preparar el las fluido pérdidas por fricción. fracturante. Base espuma. Es una nueva tecnología dondeBase Agua. Son los más SELECCIÓN las utilizados en el tratamiento de DEL burbujas de gas proveenpozos con fracturamiento FLUIDO DE alta viscosidad y una excelente hidráulico. FRACTURA capacidad de transporte del material soportante.
  • 28. TEMPERATURA DEL FONDO DE POZO Fluido a una Taponamiento determinada temperatura Arenamiento Viscosidad Perdida de fluido por filtrado a la formación
  • 29. CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE FLUIDO La selección se basa La selección se basa Evaluar: en : en : • La capacidad de • La compatibilidad • La capacidad del suspensión del con los fluidos y fluido para trasmitir fluido a la propiedades de la la presión temperatura de roca del pozo. hidráulica dentro de fondo de pozo . la fractura. • Extender la fractura • Reducir la dentro de la • Crear suficiente posibilidad de formación. anchura de la arenamiento fractura como para • Controlar su permitir la depositación colocación del agente sostén dentro de la fractura
  • 30. Pueden ser:Previenen el cierre de lafractura tras el bombeo. Se ‡ Arena Brady,Texana yañaden al fluido de Ottawafracturamiento al mismomomento que éste esbombeado dentro de la ‡ Agentes Mejorados:fractura Bauxita Sinterizada, Arenas cubiertas de resina. Propiedades:‡ Redondez y esfericidad. ‡ Gravedad específica. AGENTE ‡ Densidad volumétrica.‡ Partículas finas y limos. SOSTEN‡ Resistencia a la ruptura
  • 31. SELECCIÓN DE AGENTE SOSTEN
  • 32. SELECCIÓN DEL APUNTALANTE  Optimiza la permeabilidad o conductividad con la mejor relación costo / beneficio asociado.  Debe considerarse el volumen de apuntalante y el costo requerido para obtener una conductividad óptima o deseada.  A medida que el esfuerzo se incrementa, el volumen relativo de apuntalante (VRP) también aumenta
  • 33. SELECCIÓN DELTAMAÑO DETRATAMIENTO• El tamaño del tratamiento se debe basar idealmente en la penetración óptima de la fractura, determinada por las consideraciones económicas.
  • 34. SELECCIÓN DEL GASTO DE INYECCION Se deben considerar altos gastos de inyección para incrementar la eficiencia del tratamiento Resultado de Incrementar el Mejorar disminuir los ancho y altura de directamente la tiempos de la fractura capacidad depérdida de fluido transporte del apuntalante debido al incremento de la velocidad de la mezcla
  • 35. SELECCIÓN DEL MODELO GEOMETRICO La simulación Asegurarse de que laadición de apuntalante del modelo Determinar el fluido de tratamiento y volumen no cause un geométrico de apuntalante arenamiento no deseado. permite : requerido Asegurar que la concentración de apuntalante proporcione una adecuada conductividad
  • 36. • En dos dimensiones Modelos • En tresGeométricos dimensiones
  • 37. Modelos Geométricos en dosdimensiones• Perkins, Kern, Nordgren - Eliptico• Geertsma & de Klerk, Daneshay, Khristianovich-Zheltov• Rectangular• Forma Radial o PennyModelos Geometricos en tresdiemensiones• Full Tres-Dimensiones• Pseudo Tres-Dimensiones• Lumped Tres-Dimensiones• Non-Planar Tres-Dimensiones
  • 38. EN DOS DIMENSIONES Deformación plana: Si se asume que un sólido es infinito en al menos una dirección, y que fuerzas externas (si hay alguna) son aplicadas paralelas a esa dirección, entonces es obvio que el estado de deformación se reparte en cada diferencial de sección transversal infinitamente • Estado de deformación plana en el plano horizontal KGD (Khristianovitch, Zheltov, 1955) (Geertsma y de Klerk, 1969) • Estado de deformación plana en el plano vertical, normal a la PKN dirección de propagación de fractura.(Perkins y Kern, 1961) (Nordgren, 1972)Elipsoidal Vertical • Estado de deformación radial en el plano vertical
  • 39. KGD
  • 40. PKN
  • 41. ELIPSOIDAL VERTICAL
  • 42. MODELO EN TRES DIMENSIONESFULL PSEUDO 3D NO PLANAR 3 D• No proveen respuestas rápidas • Provee respuestas rápidas (corre en • No provee respuestas rápidas (corre (corren en estaciones de trabajo de PC) en computadores muy potentes) gran capacidad de procesamiento) • Basado en modelos 2-D, ajusta la • Usa ecuaciones completas para• Usa ecuaciones complejas para altura de la fractura (fija) a lo largo modelar la apertura y crecimiento de modelar el flujo de fluidos, apertura de la longitud de misma. la Fractura de la fractura, crecimiento de fractura y transporte del • Usa solamente 1-D en cuanto al • No permite modelar de forma apuntalante. Transporte del apuntalante y flujo de completa el transporte del fluidos (No considera Convección) apuntalante y flujo de fluidos• Utiliza mecanismos de fractura elástica lineal. • Buenas capacidades para el ajuste de • Capaz de calcular la curvatura de la la Presión Neta. fractura• Limitadas características de ajuste de la presión neta.(debido a factores • Limitada capacidad de ajuste de la de tiempo y costo asociado presión neta (debido a tiempo y costo ).
  • 43. SOFTWAREDISPONIBLES• Mfrac III• Fracpro• Frac Cade• Gopher• Stim plan
  • 44. PROCESO DE FRACTURA
  • 45. PROCESO DE FRACTURACOMPORTAMIENTO ESFUERZO DEFORMACION
  • 46. Registros eléctricos. Estudios de Análisis pre y laboratorio sobrepostfractura de propiedades de pozo vecinos formación. INFORMACION PREVIA Estudios delaboratorio sobre Análisis de prueba propiedades de micro y mini frac. formación Simuladores del comportamiento de producción
  • 47. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE FRACTURAMIENTO HIDRAULICO Consiste en una mezcla de químicos especiales para obtener un fluido apropiado y así poder bombear la mezcla del fluido dentro de la zona a altas tasas y presiones para acuñar y extender la fractura. Inicialmente un fluido llamado “Pad” (fluido de fracturamiento) es bombardeado para la fractura inicial, la primera cantidad de fluido que entra en la fractura se encarga de la creación de la misma y del control de la pérdida de fluido dentro de la formación, a lo largo de las superficies de la formación creadas por la fractura, las cuales son paredes de la misma. Las fracturas se extienden o se propagan a medida que se continúa bombeando el fluido de tratamiento. La fractura producida proveerá canales de alta conductividad desde el yacimiento hasta el fondo del pozo. Se podría considerar que después de fracturar un pozo, se origina un cambio de patrón de flujo radial o lineal.
  • 48. FRACTURAMIENTO HIDRAULICO
  • 49. CONTROL DE PROCESOS Dosificación Presión del apuntalante Condiciones Gasto del fluido fracturante Dosificación de aditivos
  • 50. Monitoreo de presiones en superficiea) 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.
  • 51. TIPO DE FRACTURA
  • 52. • Superfrac • Acidfrac • Hydrafrac • Sandfrac • WaterfracTipos de • • Geliticado water frac Gelificado oilfracfracturas • Fracción de vapor
  • 53. CLASIFICACION DE LAS FRACTURAS SEGÚN EL FLUIDO FRACTURAMIENTO CON ESPUMAS las espumas son un fluido ideal para formaciones de Baja Permeabilidad Productoras de gas Sensibles al Agua
  • 54. PROPIEDADES Alta Capacidad de Acarreo del Sustentante. Alta viscosidad en la Fractura Inducida Baja Perdida de filtrado Limpieza rápida después de la intervención El daño a la Formación es prácticamente nulo Baja perdida de presión por fricción
  • 55. FRACTURAMIENTO ACIDO Se inyecta un fluido altamente viscoso Mantenerla abierta Generalmente acido (gelatina) como durante todo el clorhídrico es inyectadocolchón para generar la tratamiento a la formación fracturaSe necesita una presión suficiente para Se utiliza un fluido para El acido reacciona con fracturar la misma o desplazar el acido la formación creando abrir fracturas dentro de la fractura un ancho gravado . naturales existentes
  • 56. La fluidez del acido depende de: Perdida Volumen Ritmo de de de acido reacción filtrado
  • 57. Factores que controlan la efectividad de un tratamiento de Fracturamiento. CONDUCTIVIDAD DE LA LONGITUD DE FRACTURA FRACTURA Es la habilidad de la fractura para  Este parámetro esta controlado por las transportar fluido desde el yacimiento características de las perdidas del fluido, hasta el pozo y puede expresarse por la siguiente ecuación: Conductividad de la el ritmo de reacción y el gasto del acido en fractura = k * wf donde: la fractura k = permeabilidad, md. wf= ancho de la fractura, pies Este parámetro es la culminación del tratamiento, en el se basa la efectividad del mismo, ya que para obtener canales altamente conductivos depende. Forma en que el acido reacciona con la formación Forma en que esta grava las caras de la fractura.
  • 58. FRACTURAMIENTO CON GAS ALTAMENTE ENERGIZADO Estimulación Dinámica que incrementa la permeabilidad de la formación en las cercanías del pozo, revirtiendo el daño existente
  • 59. TIPOS DE FRACTURAS SEGÚN LA VELOCIDAD DE PROPAGACION DE LA ENERGIA • Son las ocasionadas por el fracturamiento hidráulico, en donde la energía es transmitida de segundos a milisegundos. En este caso laFRACTURA longitud de la fractura no puede ser controlada.ESTATICA • Ocurre cuando toda la energía es transmitida en microsegundos y la formación no puede absorberla toda en este tiempo , lo que provocaFRACTURA que la misma se pulverice ocasionando un daño severo en el pozo porEXPLOSIVA compactación reduciendo la permeabilidad casi en su totalidad. • En este caso la energía es controlada y la energía es transmitida en unFRACTURA rango de milisegundos a microsegundos.DINAMICA
  • 60. Optimización del fracturamiento hidráulicoRemoción del TECNICA Como sustitución de daño total RADIAL la estimulación pelicular FRAC primaria Remoción del daño causado por disparos
  • 61. VENTAJAS• Bajo costo• Remoción de múltiples tipos de daño• Tratamiento a zonas especificas• No contaminante• Crea fracturas multidireccionales• No daña las tuberías ni el cemento• Opera a través del aparejo de producción
  • 62. FRACTURAS Dureza de CON la rocaAPUNTALANTEConsiste en elrompimiento de laformación productoramediante un flujo a ungasto mayor que puedaadmitir matricialmente DISEÑADO Esfuerzos a Tamaño de los quela roca. la fractura PARA estará SOPORTAR sometidoLa inyección continuade dicho fluido permiteampliar y extender lafractura cuando sealcanza una amplitudtal se le agrega un Losmaterial solido al fluido esfuerzospara evitar el cierre de de cierre dela fractura . la formación
  • 63. HYDRAFRAC En la Se deben tener planificación se Genera una Esto se logra La arena actúa en cuenta deben tener en La fractura se factores como : Se cree que este nueva mediante el como un agente cuenta : mantiene abierta método le darápermeabilidad fracturamiento de 1. La formada por 1. Los nuevos una mayorefectiva mayor hidráulico de la apuntalamiento permeabilidad. arena graduada métodos de recuperaciónen el pozo y el zona en para mantener utilizada como 2.El espesor de terminación de final, así comoaumento de la particular que abierta la medio de la zona pozos. una mayor tasaproducción de esta siendo fractura de lo fracturamiento 2.La renovación de recuperación petróleo. tratada. que producen. 3.La zona de agotamiento de pozos existentes
  • 64. BIBLIOGRAFIA http://blogpetrolero.blogspot.com/2011/07/fluidos-de- fracturamiento-hidraulico.html http://es.scribd.com/doc/31552905/fracturamiento-hidraulico http://es.scribd.com/doc/31552905/fracturamiento-hidraulico http://es.scribd.com/doc/34446914/FRACTURAMIENTO- HIDRAULICO http://es.scribd.com/doc/46375463/07-FRACTURAMIENTOS- HIDRAULICOS http://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/6246/7/CA P%C3%8DTULO%201.pdf