Fracturamiento hidráulico masivo 2013

Fracturamiento hidráulico masivo

Es el proceso mediante el cual se inyectan un fluido al pozo, a una tasa y presión que supera la capacidad de admisión matricial de la formación expuesta, originando un incremento de presión y la posterior ruptura. El fracturamiento hidráulico masivo se realiza debido a que la baja permeabilidad natural y partículas del fluido de perforación depositadas en el estrato, imposibilitan que pueda existir flujo hacia el pozo. El fracturamiento hidráulico consiste en el rompimiento de la formación mediante un fluido a una alta tasa y presión. La inyección continua de dicho fluido permite ampliar y extender la fractura, cuando se alcanza una amplitud tal, se le agrega un material solido al fluido para que lo conduzca y evitar al término del tratamiento cierre de la fractura. El fluido empleado recibe el nombre de fluido fracturante y el sólido es conocido como agente apuntalante. Este tipo de tratamiento se utiliza básicamente para: 

Formaciones de baja permeabilidad



Permitir que los fluidos producidos o inyectados atraviesen un daño profundo.



Mejoramiento del índice de inyectabilidad del pozo y la creación de canales de flujo de alta conductividad en el área de drene del pozo productor.



Inicialmente se inyecta fluido fracturante al pozo y posteriormente es necesario que el material soportante comience a ingresar en las fracturas.



El diseño de concentración de material soportante para obtener una excelente conductividad de los fluidos en el interior de la fractura.



Al final de un tratamiento, la fractura debe tener la concentración adecuada del material soportante, para evitar el cierre de la fractura.



Finalmente, se bombea un volumen de fluido con el objeto de realizar  la limpieza del exceso del material soportante del pozo.

Para controlar la operación, se deben registrar continuamente los valores de: 

Presión



Gasto



Dosificación del apuntalante



Dosificación de aditivos



Condiciones del fluido fracturante (control de calidad)

Evolución del fracturamiento hidráulico

Inyección de volúmenes de 200 a 400 galones de fluido con media libra de arena por galón. 

Velocidades de 2 a 4 barriles or minuto era considerado como un tratamiento promedio, y el doble de esas cantidades era ya un trabajo grande.



Muchas veces se inyectaban volúmenes de 1500 a 2000 galones considerándose un trabajo arriesgado para la época.



Estos trabaos de inyección y fracking dieron como resultado el aumento paulatino de las tasas y presiones de fracturamiento.



A medida que las tasas aumentan se experimenta con fluidos de menor viscosidad lo que reduce los costos y da muy buenos resultados



Los tratamientos realizados en 1975 mostraron en promedio 37000 a 45000 libras de arena, una relación arena-fluido de 1.25 libras por galón



En el presente los tratamientos difieren mucho a los de hace 25 años, se bombean 200,000 a 500,000 galones de fluido y 500,000 o 1000,000 libras de arena.



Hoy en día los fluidos de fracturamiento gelatinosos son preparados en superficie e inyectados al pozo a presiones máximas de unos 20 mil PSI (libras por pulgada cuadradas) en cabeza de pozo, esto es 666 veces mas que la presión de una llanta de vehículo, que es de 30 PSI



A cada pozo se puede adicionar entre 30 mil y 70 mil libras de arena, en otros lugares como EEUU se conocen trabajos de adición de hasta 1 millón 500 mil libras.

Objetivos del fracturamiento hidráulico

Un buen candidato para el fracturamiento hidráulico son rocas de baja permeabilidad; Esta puede ser provocada por: 

Procesos diageneticos



Perforación de pozos



Casing es colocado y cementado en su lugar.

El daño ocurre debido a que los fluidos de perforación y/o completacion se filtran dentro del reservorio y alteran los poros y el espacio poroso. Cuando un fracturamiento hidráulico nos es diseñado adecuadamente, este podría ser antieconómica si es que exitoso.



Mejora la producción



Desarrolla reservas adicionales



Sobrepasa zonas altamente dañadas



Reduce la deposición de asfáltenos.



Controla la producción de escamas.



Conecta sistemas de fracturas naturales.



Disminuye la velocidad de flujo en la matriz rocosa



Incrementa el área efectiva de drenaje de un pozo



Disminuye el número de pozos necesarios para drenar un área



Reduce la necesidad de perforar pozos horizontales



Retarde el efecto de conificación del agua.

Beneficios del fracturamiento hidráulico daño 

Aumento de la conductividad



Mayor área de flujo



Mejoramiento de la producción.

Disminución del

Orientación de la fractura Es importante resaltar que la orientación de la fractura esta íntimamente ligada al estado original de esfuerzos in-situ y al mecanismo que la genera.

La fractura se crea y se propaga en sentido al de menor  esfuerzo de la roca. La orientación puede ser: 

Horizontal



Vertical



Inclinada

Orientación de la fractura ia de la fractura 

Esfuerzos locales



La presión de los poros



El modulo de Poisson



El modulo de Young



Compresibilidad de la roca

Factores que influyen en la fractura

Sistema Roca-Fluido 

Humectabilidad



Gravedad api



Composición del agua



Profundidad



Porosidad



Saturaciones



Permeabilidad



Presión del yacimiento



WOC y GOC



Litología



Espesor 



Temperatura



Gradiente de fractura

Gradiente de fractura 

Presión a la cual ocurre la ruptura de una formación.



Es esencial para optimizar el diseño del pozo, este, puede estimarse a partir de datos de los pozos de referencia.

Prueba de fuga (LOT) Bombear fluido a una velocidad lenta y controlada para aumentar la presión contra la cara de la formación hasta crear una trayectoria de inyección de fluido en la roca, lo cual indica la presión de ruptura de la formación expresadas en densidad de fluido equivalente, lbs/gal. Prueba de integridad de la formación (FIT) Presurizar la columna hasta un límite predeterminado que mostrara una presión hidrostática de fluido de densidad equivalente hasta la cual el fluido no tendrá fuga hacia la formación ni la quebrara.

FACTORES QUE INFLUYEN EN LA FRACTURA ESFUERZOS LOCALES (IN SITU STRESSES) 

Presión de Normal Sobrecarga



Presión de Poro Anormal



Geometría de la Relación de Subnormal



Fractura Poisson



Modelo de Young



Compresibilidad de la roca



Toughness

FACTORES QUE INFLUYEN EN LA FRACTURA IN SITU STRESSES : 

Pruebas de Resistencia de la formación



Prueba de Fuga (LOT)



Prueba de integridad de la formación (FIT) Bombear fluido a una velocidad Presurizar la columna de fluido lenta y controlada

para aumentar hasta un limite predeterminado que la presión contra la cara de la mostrará una presión hidrostática formación hasta crear una de fluido de densidad equivalente trayectoria de inyección de fluido hasta la cual el fluido no tendrá en la roca, lo cual indica la presión fuga hacia la formación ni la de ruptura de la formación quebrara expresada en densidad de fluido equivalente, lbs/gal FACTORES QUE INFLUYEN EN LA FRACTURA PRESION DE SOBREC ARGA

Presión ejercida por el peso total de las formaciones sobrepuestas por arriba del punto de interés Es una función de: La densidad total de las rocas La porosidad Los fluidos congénitos



FACTORES QUE INFLUYEN EN LA FRACTURAPRESIÓN DE POROS PRESION

Actúa sobre los fluidos en los espacios porosos de la roca. Se relaciona con la salinidad del fluido. Presión Anormal de Poros > 0,465 psi/ft Presión Normal de Poros = 0,465 psi/ft Presión Subnormal de poros > 0,465 psi/ft FRACTURARELACIÓN DE POISSON

Relación de la expansión lateral a la contracción longitudinal de una roca bajo de una fuerza uniaxial. Ho ro FRACTURAMODELO DE YOUNG

Relación entre el esfuerzo a la deformación causado por



una fuerza uniaxial. COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA 

Compresibilidad de la matriz de roca, Cr: Cambio

fraccional en el volumen del material sólidos de la roca, por unidad de cambio en la presión. 

Compresibilidad de los poros, Cp: Cambio fraccional en el

volumen poroso de la roca por unidad de cambio depresión VALORES PROMEDIO DE COMPRESIBILIDAD ARENA CONSOLIDADA

4-5x10^-6 lpc-1Calizas 5-6x 10^-6 lpc-1Arenas semiconsolidadas 20x10^-6 lpc-1Arenas no consolidadas 30x10^6 lpc-1Arenas altamente no consolidadas 100x10^-6 lpc1Compresibilidad de un Yacimiento Ct= SoCo+SwCw+Sgcg+Cf FRACTURA TOUGHNESS (DUREZA) • Medida de la resistencia de los materiales a la propagación

de la fractura, es proporcional a la cantidad de energía que puede ser absorbida por el material antes de ocurrir la propagación.• No es igual

a la resistencia de la roca a la

tensión. To = Esfuerzo de tensión de la roca. Ac = Área del defecto mas grande. Sic= Toughness de la fractura. Factores que influyen en la fractura También se conoce como factor de intensidad de esfuerzos críticos. Los valores más frecuentes son: . GEOMETRIA 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 fracturamiento hidráulico los podemos dividir en tres familias: 

Modelos en dos dimensiones (2-D).



Modelos en seudo tridimensional (p-3-D).



Modelos tridimensionales (3-D).