Fracturamiento hidraulico 2

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Fracturamiento hidraulico 2

  1. 1. Andrés Castañeda Christian Galeano Juan Sebastián BarahonaJuan Sebastián Bohórquez Sebastián Sánchez C
  2. 2.  Elfluido de fractura transmite la presión hidráulica de las bombas en superficie a la formación, creando las fracturas en la formación y llevando el material soportante dentro de ella.
  3. 3.  Mínimo daño a la permeabilidad de la formación y fractura. Coeficiente bajo perdida por filtrado Capacidad de transporte Fácil remoción después del tratamiento Ser estable para que pueda retener su viscosidad durante el tratamiento.
  4. 4.  Fácil preparación del fluido en el campo Manipulación segura. Bajos costos Compatibilidad con los fluidos de formación. Capaz de desarrollar el ancho de la fractura necesaria
  5. 5. Este fluido fracturante nocontiene material sustentanteen suspensión. El objetivoprincipal es iniciar y propagarla fractura.
  6. 6.  Cuando se ha inyectado el fluido de relleno, se agrega al fluido fracturante un material soportante, este aumenta la concentración del mismo hasta el final del tratamiento. La concentración del material soportante dependen de la capacidad de transporte del mismo con el fluido, la capacidad de aceptación del yacimiento y la creación de la fractura.
  7. 7.  Este material es soportante debe oponerse al esfuerzo en el plano horizontal, con el objetivo de mantener abierta la fractura después de la acción de la presión neta, por esto la resistencia del material debe ser de una importancia crucial para el éxito de un fracturamiento hidráulico. El agente apuntalante es el único que debe permanecer en la fractura manteniéndola abierta y generando un canal conducto para el flujo de los fluidos de formación hacia el pozo.
  8. 8. Resistencia y densidadDistribución y tamaño del granoRedondez y geometríaCantidad de finos e impurezas
  9. 9.  Arena natural: Este material soportante comúnmente utilizado, en formaciones con esfuerzos bajos. Baucitas: Utilizado en formaciones de altos esfuerzos. Cerámicos: Varían su densidad dependiendo de las necesidades del fracturamiento
  10. 10. El Fluido de Limpieza o flush tiene la tarea de desplazar la suspensión desde el pozo hasta la punta de la fractura.
  11. 11. BASE AGUA:• Bajo Costo• Alto Desempeño• Fácil Manejo• Polímeros solubles aumentan la viscosidad• Adelgazamiento de la solución a altas temperaturas• Problemas en formaciones reactivas
  12. 12. BASE ACEITE:• Causan menos daño a la formación• Alto impacto al medio ambiente• Transporta arenas muy bajos (3-4 lb/gal)• Baja conductividad de la fractura generada
  13. 13.  BASE ALCOHOL: El alcohol disminuye la tensión superficial del agua y genera un gran uso como estabilizador de temperatura. EMULSIONES: En presencia de geles disminuyen las pérdidas por fricción. BASE ESPUMA: Es una tecnología donde las burbujas de gas dan alta viscosidad y una excelente capacidad de transporte del material soportante.
  14. 14.  Romper el fluido una vez que el trabajo finaliza Controlar la perdida de fluido Minimizar el daño a la formación Ajustar el PH Mejora la estabilidad con la temperatura Control de bacterias Mejora la estabilidad con la temperatura
  15. 15.  Son agentes que unen las cadenas formadas por el polímero aumentando altamente la viscosidad, activando el fluido. Los más comunes se tienen los boratos, aluminatos, zirconatos. Polímero usado para generar el gel lineal La selección depende: Temperatura de operación PH del sistema
  16. 16. Reducen la viscosidad del sistema fluido y apuntalante, partiendo el polímero en fragmentos de bajo peso molecular. Los mas usados son Oxidantes y Enzimas.
  17. 17.  Oxidantes: Descomposición térmica genera radicales de sulfatos reactivos que atacan el polímero, disminuyendo su peso molecular y su habilidad viscosificante ENZIMAS: Rompedores usados para reducir la viscosidad de cualquiera de los fluidos base agua. Se usan en ambientes moderados en rangos de PH de 3.5 a 8 y temperaturas menores de 150 °F
  18. 18. El control de pérdida de filtrado es fundamenta para un tratamientoeficiente. La efectividad de los aditivos dependerá del tipo deproblema de pérdida:1. Pérdida por una matriz de permeabilidad alta2. Pérdida por baja micro fracturasLa harina sílica es un aditivo efectivo de pérdida de filtrado yayuda a establecer un enjarre.Las resinas solubles en aceite también son usadas como controlde pérdida de filtrado, estas pueden puentear y sellar los porospara reducir la pérdida de fluido. Tienen la ventaja sobre la harinasílica y los almidones en que son solubles en aceite y se disuelvenen hidrocarburos líquidos producidos.
  19. 19. Previenen la pérdida de viscosidad causada porbacterias que degradan el polímero, Materialescomo:GlutaraldehidosClorofenatosAminas CuaternariasIsotiazolinasEs común agregar el bactericida a los tanques de fractura antes deque se agregue el agua, para asegurar que el nivel de enzima bacterialse mantendrá bajo.
  20. 20.  Se adicionan al gel lineal para dar mayorestabilidad al fluido, cuando se tienen altastemperaturas de operación, normalmente arriba de200 F.Suelen ser compuestos salinos: Tiosulfato de Sodio (Na2S2O3)
  21. 21. Son usados generalmente para estabilizar emulsiones de aceite en agua, para reducir las tensiones superficiales o interfaciales. Promueven la limpieza del fluido
  22. 22.  Se usan con dos motivos principales:1. Facilitar la hidratación:Acetato de sodioBicarbonato de sodioFacilitar la formación del gel lineal (fluido sin activar),mejorando la hidratación1. Proporcionar y mantener un rango de pH: Carbonato de potasioActivar el agente reticulante y poder formar los enlaces entrecruzados entre las cadenas poliméricas
  23. 23.  Utilizados para la prevención de migración de arcillas. Se usan soluciones del 1 al 3% de cloruro de potasio para : Estabilizar las arcillas Prevenir su hinchamiento
  24. 24. Para poder ejecutar un fracturamiento hidráulico, esnecesario realizar un diseño en el cual se debe de tenerconocimiento de diversos parámetros que seránempleados en cualquier software delas diferentesempresas de servicios, para la simulación de losparámetros de fractura.Para un fracturamiento se requiere diferentes diseñoscon el fin de obtener la mejor propuesta a sus objetivos,se debe contar con información previa y con una seriede herramientas.
  25. 25. Incrementar su inyectividad Mitigar problemas de arenamientoFUNDAMENTOS Incrementar su producción Minimizar deposición de asfáltenos
  26. 26.  Análisis pre y post fractura de pozos vecinos. Características del fluido de fractura y del apuntalante.  Estudios de laboratorio sobre propiedades de la formación.
  27. 27.  Simuladores del comportamiento de la producción del yacimiento. Registros eléctricos.
  28. 28. • El Pre-Frac define si el reservorio esPRE- apto para ser fracturado; esto conlleva a determinar la factibilidad técnica y económica, diseñar la operación delFRAC fracturamiento y establecer las bases de comparación con los resultados. • El Mini-Frac conoce las condiciones específicas de fracturamiento de cadaMINI- reservorio en particular, determinando los parámetros operativos tales como: presión de fractura, eficiencia del fluido fracturante,FRAC tortuosidad y restricciones de completación, presión de cierre y tiempo de la cierre de la fractura.
  29. 29. CONSIDERACIONES DE DISEÑOLitología y Configuraciónmineralogía Geometría de física del de la la fractura. pozo.formación.
  30. 30. Procedimiento básico para la optimización:1. Selección del sistema de fluidos aplicable a la formación.2. Selección del apuntalante (resistencia y conductividad)3. Determinación del volumen a bombear y la programación de inyección del material sustentante4. Determinación del máximo gasto de bombeo permitido, basándose en la limitante de presión (cabezales y tuberías)
  31. 31. 5. Selección de un modelo apropiado de la propagación de la fractura y conductividad para las características de la formación.6. Determinación de la entrada de datos requeridos para el modelo geométrico seleccionado.7. Determinación de la penetración y conductividad de la fractura para una selección del tratamiento y concentración del apuntalante por medio de un simulador.8. Determinación del gasto de producción y recuperación acumulada en un determinado periodo seleccionado para una penetración de apuntalante y su correspondiente conductividad.9. Cálculo del valor presente de los ingresos netos de la producción basada en un gasto discontinuo.
  32. 32. 10. Cálculo del costo total del tratamiento, incluyendo los costos asociados con los fluidos, apuntalante y caballaje hidráulico.11. Cálculo del VPN para la fractura, pero sustrayendo el costo del tratamiento del ingreso neto descontado del pozo (paso 9 menos paso 8).12. Repetición del ciclo del proceso computacional hasta que el VPN decrece o se llega a la máxima longitud.13. Construcción de curvas mostrando el VPN de la fractura con otros criterios económicos apropiados contra la penetración de la fractura.
  33. 33. FRACTURAMIENTO HIDRAULICO Selección de un Selección del modelo fluido de fractura geométrico Selección del Selección del apuntalante gasto de inyección Optimiza la Se consideran altos permeabilidad gastos de inyección para o incrementar la eficiencia conductividad del tratamiento con el fin con la relación de disminuir los tiempos costo-beneficio de perdida de fluido, asociado. incrementar el ancho y la altura de la fractura PerdidaTemperatura Capacidad del Se asegura que Se determinadel fondo del de fluido la adición de el fluido de Se debe asegurar transporte apuntalante no que la concentración pozo del tratamiento y cause un volumen de de apuntalante sustentante proporcione una arenamiento no apuntalante deseado requerido. adecuada conductividad.
  34. 34. VARIABLES DE DISEÑO DESCRIPCION DE LA VARIABLE Símbolo, Valor, Unidad Coeficiente de Leakoff Profundidad Altura de la fractura Permeabilidad del yacimiento Presión de fondo fluyendo Altura del yacimientoViscosidad del fluido del yacimiento Esfuerzo horizontal mínimo Compresibilidad total Presión inicial del yacimientoFactor de volumen de la formación Modulo de Young Porosidad del yacimiento Razón de poisson
  35. 35.  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.
  36. 36.  Mejorar la producción Desarrollar reservas adicionales. Evitar zonas altamente dañadas. Reducir la deposición de asfáltenos. Controlar la producción de escamas. Conectar sistemas de fracturas naturales. Disminuir la velocidad de flujo en la matriz rocosa. Incrementar el área efectiva de drenaje de un pozo. Disminuir el numero de pozos necesarios para drenar un área. Reducir la necesidad de perforar pozos horizontales. Retardar el efecto de conificación del agua.
  37. 37.  Equipos dealmacenamiento de fluidos. Equipos de almacenamientode agentes de sostén. Equipos mezcladores. Equipos de bombeode alta presión. Centro de control. Líneas de superficiey de distribución.
  38. 38.  Registros eléctricos.  Resultados del análisis de la Análisis pre y postfractura presión transitoria del de pozos vecinos. yacimiento para estimar su Estudios de laboratorio permeabilidad y daño. sobre propiedades de la  Simuladores del formación comportamiento de la Características del fluido de producción del yacimiento. fractura y del apuntalante.  Modelos para el diseño de fracturas hidráulicas.  Análisis de pruebas micro y minifrac.
  39. 39. PROGRAMA DE BOMBEO. 44
  40. 40. 45
  41. 41. • 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. Pfr= Pci + PH• Donde: Pci: presión de cierre instantánea PH: presión hidrostática PH= 0,4334*d*D
  42. 42. • Uno de los propósitos de una pre-limpieza es desplazar la formación de salmueras que contienen K, Na, iones Ca lejos del pozo, disminuyendo la posibilidad de cristalizar en álcalifluosilicatos que pueden obstruir los poros. El otro propósito de una pre-limpieza es disolver los materiales calcáreos para minimizar el fluoruro de calcio disolver hierro escala ni se oxida para evitar la precipitación del hidróxido.
  43. 43. • Se inyecta un mezcla de agua, arena y agentes químicos, los cuales al inyectarse con una presión mayor a la de fracturamiento genera una ampliación de las cavidades hechas por el cañoneo
  44. 44. • 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 opción óptima.• Deben considerarse el volumen de apuntalante y el costo requerido para obtener una conductividad óptima o deseada.
  45. 45. • Antes de la extracción de los fluidos del yacimiento se debe realizar un lavado de la formación removiendo los residuos de acido de acido y de químicos usados.
  46. 46. • Una vez se acondicionado el pozo se procede a la producción de fluidos. Tasa la cual ha de aumentar con la estimulación hecha
  47. 47. Se debe tener un registro continuo de:1. Presión2. Gasto3. Dosificación del apuntalante4. Dosificación de aditivos5. Condiciones del fluido fracturante (control de calidad)
  48. 48. • Estado y posición de la fractura• Comparar los resultados operativos, productivos y económicos con los pronósticos realizados anteriormente.• Realizar pruebas de flujo, pruebas PLT• El incremento de la producción• La nueva capacidad productiva del yacimiento• La geometría de la fractura creada
  49. 49. • Presión de rotura:Es el punto en el que la formación falla y se rompe.• Presión de Bombeo:Necesaria para extender la fractura, manteniendo el gasto constante.• Presión de cierre instantánea (Pci):Es la que se registra al parar el bombeo.
  50. 50. • Existe una amplia gama de modelos que intentan representar el comportamiento mecánico de la roca. Los hay desde el modelo lineal elástico hasta modelos complejos, que incluyen el comportamiento inelástico de las rocas, efectos de interacciones físico-químicas del sistema roca-fluido y efectos de temperatura.
  51. 51. • El modelo más conocido es el lineal elástico, el cual es ampliamente utilizado por su simplicidad (modelo de dos parámetros). Este modelo se fundamenta en los conceptos de esfuerzo (σ ) y deformación (ε ), los cuales relaciona la Ley de Hooke expresada en la siguiente ecuación (de la línea recta). σ = Eε (5)• Donde E es el primer parámetro elástico conocido como módulo de elasticidad (Young).• El segundo parámetro es la relación de Poisson (υ ), que es una medida de la relación entre la expansión lateral ( εl ) con la contracción longitudinal o axial (ε a ) de la roca cuando se somete a compresión.
  52. 52. • 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 poro elástico, el cual es ampliamente utilizado en simuladores comerciales para diseño de fracturamiento hidráulico.• Existen diferentes criterios para definir los parámetros que representan el comportamiento de los fluidos contenidos en la roca. Uno de los más comunes es el coeficiente poro elástico (constante de Biot) a, el cual es, para fines prácticos, igual a uno (a=1), aunque algunas referencias reservoir simulation sugieren este valor a=0.7 para yacimientos petroleros.
  53. 53. • La siguiente ecuación ilustra el efecto de la presión de poro ( p ) en el esfuerzo efectivo de la roca.• A partir de un simple análisis de esta ecuación, se observa que si la presión de poro incrementa, el esfuerzo efectivo de la roca disminuye.
  54. 54. • Caso 1.La inyección de fluidos al yacimiento: En este primer caso, durante el fracturamiento el primer fluido que se inyecta es un filtrante, que ocasiona disminución de la presión efectiva, lo que permite iniciar la fractura más fácilmente.• Caso 2.La declinación natural de presión del yacimiento
  55. 55. • Cuando se inyecta un fluido a menor temperatura que los fluidos contenidos en el yacimiento, se origina un súbito cambio de temperatura que altera el estado de esfuerzos de la roca.• Esto conlleva a que se modifique el esfuerzo normal de la roca a causa de las variaciones de temperatura. El enfriamiento ocasionado a la formación con el fluido fracturante disminuye el esfuerzo efectivo de la roca y facilita el inicio de la fractura hidráulica.
  56. 56.  El fracturamiento acido es un proceso de estimulación de pozos en el cual el acido, generalmente acido clorhídrico es inyectado a la formación carbonatada a una presión suficiente para fracturar la misma o abrir fracturas naturales existentes. El acido fluye a lo largo de la fractura de una manera no uniforme disolviendo la roca en la cara de la misma, la longitud de fractura depende del volumen de acido, el ritmo de reacción de este y de las perdidas de filtrado en la formación.
  57. 57. Existen dos factores principales que controlan la efectividad de un tratamiento acido, la longitud de fractura y la conductividad de la misma:Longitud de de fractura efectiva: está controlado por pérdida de fluido, ritmo de reacción, y gasto de ácido en la fractura.Conductividad de la fractura: este parámetro determina la efectividad de la misma, depende del ritmo de reacción del ácido con la formación y en la forma en que este grava las caras de la fracturas al terminar el tratamiento.
  58. 58.  Los fluidos mas comunes para realizar un fracturamiento acido es la gelatina, ya sea base aceite o agua, la cual es utilizada como colchón y cuya finalidad es crear y propagar la fractura e interdigitarse con el acido para el logro de mayor penetración del mismo. El acido comúnmente clorhídrico a una concentraciones 15%, en diversas formulaciones, ya que este se puede mezclar con alcohol o con emulsificantes según sea el caso particular.
  59. 59.  Surfactantes Desviadores químicos Controladores de perdida de fluido Agentes gelificantes Inhibidores de Corrosión Inhibidores de Ion fierro
  60. 60.  Un tratamiento de fracturamiento consiste en el rompimiento de la formación productora mediante un fluido a un gasto mayor que pueda admitir matricialmente la roca. La inyección continua de dicho fluido permite ampliar y extender la fractura, cuando se alcanza una amplitud tal, se le agrega un material sólido al fluido para que lo acarre y evitar al término del tratamiento cierre de la fractura, dejando un empaque altamente permeable. El fluido empleado recibe el nombre de fluido fracturante y el sólido se conoce como agente apuntalante.
  61. 61.  Del conjunto de materiales utilizados en el fracturamiento el agente apuntalante o sustentante es el único que permanecerá en la fractura manteniéndola abierta y estableciendo un canal conductivo para la afluencia de los fluidos de formación hacia el pozo. Estos materiales son diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la formación, sin embargo, se debe seleccionar de acuerdo a los esfuerzos a que estará sometido y a la dureza de la roca, ya que si se tienen esfuerzos de cierre altos, este se podría triturar o en formaciones suaves este se puede embeber y el grado de ocurrencia de estos factores depende del tamaño y resistencia del apuntalante.
  62. 62. De acuerdo a las propiedades físicas se han divido en dos grupos: Apuntalantes Elasto-FragilesEn esta clasificación las deformaciones que sufre el material son casi nulas con los esfuerzos aplicados sobre el hasta que viene la ruptura, ejemplo: arenas de sílice Apuntalantes Elasto-PlasticosEn esta la deformación del material es proporcional a los esfuerzos aplicados sobre el mismo, la curva del esfuerzo contra la deformación presenta una primera fase elástica y posteriormente, el comportamiento de la deformación es plástica
  63. 63. Existen principalmente dos tipos de apuntalantes, naturales y los sintéticos. Apuntalantes NaturalesPrincipalmente se encuentran las arenas de sílice y soportan bajos esfuerzos de cierre de la fractura, hasta un limite de 4000 psi. Apuntalantes SintéticosEste grupo se caracteriza por contener apuntalantes de gran resistencia a cierres de formación al cerrarse la fractura, en la actualidad se han desarrollado apuntalantes para resistir esfuerzos de cierre hasta 14000 psi. Estos pueden ser recubiertos con capas de resina curable y precurable, según la necesidad.
  64. 64.  Por sus propiedades la espuma es un fluido ideal para el fracturamiento de formaciones de baja permeabilidad, productoras de gas o sensibles al agua Estas propiedades son: Baja perdida de filtrado Baja perdida de presión por fricción Alta viscosidad en la fractura inducida El daño a la formación es prácticamente nulo, debido a que el liquido filtrado es mínimo y sin residuos Limpieza rápida después de la intervención
  65. 65.  La calidad de la espuma usada es del 70 al 90%, ya que en este rango su viscosidad es alta. Abajo del 65% de calidad, la espuma es propiamente agua con gas atrapado y arriba del 95% se convierte en niebla. Su aplicación se ve limitada, puesto que a temperaturas mayores de 80ºC se tornan inestables
  66. 66.  Es una avanzada tecnología que se basa en el uso del propelente científico, desarrollado por la industria aeroespacial. Esta técnica es una estimulación dinámica, desarrollada con el objeto de incrementar la permeabilidad de la formación en las cercanías del pozo, revirtiendo así el daño existente. La combustión del propelente en una herramienta hueca (Radial Frac) produce u controlado de 2500 a 25000 psi, originado expansión del gas (CO2), el cual esta confinado en la zona de interés, lo cual hace que la energía se disipe lateralmente hacia la formación.
  67. 67. La velocidad de propagación del gas está controlada, de estamanera alcanza penetraciones efectivas de 5 a 53 pies en todaslas direcciones.La expansión de energía produce múltiples fisuras en las periferiasdel pozo, dando un marcado aumento de permeabilidad en estazona.La velocidad de propagación de energía brinda la característica altipo de fractura originada, existen tres tipos:Fractura estática: causada por fracturamiento hidráulico, lalongitud de fractura no puede ser controlada.Fractura explosiva: causada cuando la formación no absorbetoda la energía y produce que se pulverice ocasionandocompactación, reduciendo la permeabilidad casi en totalidad.Fractura dinámica: en este caso es controlada por el Radial Fracy la fractura es controlada.
  68. 68.  Radial Frac consta de un cilindro hueco(resina endurecida), relleno de un propelente sólido, barra de ignición (se activa eléctricamente desde la superficie). La combustión del propelente se hace de forma progresiva dando así, mayor área de contacto, mayor volumen consumido por unidad de tiempo. El propelente es más seguro que cargas explosivas, ya que solo se combustionará cuando la barra de ignición es activada.
  69. 69. Para el buen funcionamiento de la herramienta, el pozodebe tener como mínimo 13 perforaciones por metro yuna columna de fluido que origine una presiónhidrostática de 500 psi.El éxito de la operación esta el pozo escogido, queexista daño y tenga el suficiente potencial productivo.Ventajas:Bajo costoRemoción de múltiples tipos de daños.Tratamiento a zonas especificas.No contaminanteCrea fracturas multidireccionalesNo daña la tubería ni la cementaciónOpera a través del aparejo de producción.

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