. Ingeniera de Petróleos UIS Candidata a Magister en Ingeniería de Hidrocarburos
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Consiste en la inyección sostenida de un fluido a una presión tal que provoque la ruptura de la roca con el objeto de crear nuevos canales o conectar canales existente y así aumentar la tasa de flujo del pozo y con ello su productividad.
Consiste en la inyección sostenida de un fluido a una presión tal que provoque la ruptura de la roca con el objeto de crear nuevos canales o conectar canales existente y así aumentar la tasa de flujo del pozo y con ello su productividad.
Fracturamiento
Hidráulico
Acido
Alta permeabilida permeabilidad d
Necesita soporte o relleno
No necesita soporte
Requiere soporte empacado
Se aplica a formaciones consolidadas
Se aplica a carbonatos (calizas y dolomitas)
formaciones no consolidadas o de alta K
CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ROCA FLUIDO Tipos de fluidos
Humectabilidad
Gravedad API
Composición del agua
Profundidad
Gradiente de fractura
Porosidad
Saturaciones
Permeabilidad
Presión de yacimiento
Contacto G-O y O-W
Litología
Mineralogía
Espesor
Temperatura
DATOS DEL POZO Integridad del revestidor y del cemento
Intervalos abiertos a producción
Profundidad
Registros disponibles
Configuración mecánica
Características del cañoneo
Trabajos anteriores en
GEOMETRÍA DE LA FRACTURA
Esfuerzo mínimo in situ
Relación de Poisson
Modulo de Young
Presión de poro (yto)
σ V
v
σ
σ H1
> σ H1 > σ V
σ H2
σ H2
σ V
> σ V > σ H1
σ H2 σ H1
σ H2
σ V
> σ V > σ H2
σ H1
σ H2
σ H1
La fractura se propaga en la misma dirección del pozo. Son generadas cuando uno de los esfuerzos principales es paralelo al pozo.
el menor esfuerzo es paralelo al pozo. En un hueco abierto, la fractura inicialmente creada es axial, pero al expandirse se vuelve normal.
Son creadas cuando ninguno de los tres esfuerzos es paralelo al eje del hueco aunque la fractura sea perpendicular al menor esfuerzo principal respecto al pozo, la fractura aparecerá inclinada
Corrección del daño a la formación
Aumento de la productividad
Recuperación secundaria
Inyección de fluido a la formación
Desarrollo comercial de ytos de baja K
Mejor empleo de la energía el yto
El daño consiste en la reducción de la permeabilidad en los alrededores del pozo y se puede interpretar como una caída de presión adicional.
La fractura se convierte en un canal de flujo a través de la zona alterada; entre mas profunda sea la fractura , mayor es el aumento de la producción
Objetivo principal del fracturamiento. –el incremento es estimado entre 5 y 15%. La fractura ensancha los canales de flujo y aumenta la eficiencia de drenaje
Las fracturas pueden incrementar los valores de inyectividad, aumentando la capacidad de cada pozo inyector.
Se realiza fracturamiento hidráulico masivo, donde se inyectan 50,000 a 500,000 galones de fluido fracturante y de 100,000 a 1 millo de libras de material de soporte. Su objetivo es exponer una gran área superficial de la formación para permitir el flujo hacia el pozo
Una diferencia de presión en la cara del pozo, puede ocasionar Conificación del agua y del gas. Las fracturas pueden reducir la diferencia de producción obteniendo mayor aprovechamiento de la energía del yto.
La fractura ayuda a recuperar la inversión cuando la producción este por debajo de valores aceptables. Fracturar al inicio del declive resulta en mayor producción de Hcs antes de llegar al limite económico.
Pozos marginales
Zonas de poco espesor
Distribución de pozos
Tiempo de retorno de la inversión
Puede llegar a ser exitoso. 5075% probabilidad Examinar costos cuando hay presencia de agua Los pozos marginales con baja K responden mejor a la fractura
Para calcular el hidrocarburo recuperable y la rentabilidad. A 5 ft el proceso es rentable. La recuperación en zonas extremadamente delgadas puede ser rentables cuando el espesor de la formación no es uniforme
Influye en la cantidad de fluido que puede ser producido por un solo pozo. A mayor proximidad menos rentabilidad. Pueden ayudar producir las zonas no drenadas.
Depende de la producción del pozo al momento de fracturar y el tamaño de la fractura. Trabajos exitosos se pagan entre 3 y 6 meses.
Originan la fractura y transportan los agentes de soporte a través de la longitud de la fractura
Viscosidad
Compatibilidad con la formación y sus fluidos
Eficiencia
Fácil remoción postfractura
Económicos y prácticos
Base acuosa o aceite
Soluciones salinas, polimeras, mezclas agua alcohol, soluciones acidas Ventajas
Menos riesgos de seguridad Alta disponibilidad Mayor estabilidad térmica
Desventaja
Pueden producir daño a la formación Altas perdidas de fluido
Se usan en formaciones sensibles al agua
Son menos dañinos pero mas costosos y difíciles de manipular
Pueden generar fracturas mas anchas
Buen arrastre de arena
Superan las propiedades de los base agua y base aceite, formando espumas o emulsiones Espumas
Logran limpieza rápida en ytos de baja presión Se estabilizan usando surfactantes
emulsiones
Buenas propiedades de transporte Se estabilizan con un surfactante
Previene el cierre de la fractura tras el bombeo se añade al fluido de fracturamiento al mismo tiempo de ser bombeado dentro de la fractura
Grava
A. Ottawa
Arena Brady
A. Texana
Bauxita Sinterizada
Arenas cubiertas de resina
Redondez y esfericidad
Gravedad especifica
Densidad volumétrica
Partículas finas y limos
resistencia a la ruptura
SELECCIÓN DE LAS VARIABLES DE DISEÑO
Fluido de fracturamiento apropiado Adecuada longitud soportada Espesor de la fractura creada Rango de la tasa de inyección Tipo, tamaño y cantidad de agente de soporte Diseño de tratamiento en un simulador
Equipo De Almacenamiento De Fluidos Equipo De Almacenamiento De Material De Soporte Equipos Mezcladores Equipos De Bombeo A Alta Presión Centro De Control Líneas De Superficie Y De Distribución
FRACTURAMIENTO HIDRAULICO
Abastecimiento de material de sostén (propante).
Tanques de Almacenamient o de fluido.
Blender o Mezclador .
Bombeadores. (Reciben el fluido y lo bombean a alta presión).
Equipo de control de presión, caudal, dosificadores, etc.
Fractura generada por la mezcla bombeada.
FRACTURAMIENTO HIDRAULICO Fluido fracturante
Mecanismo de control de concentración o proporción
Material de relleno (bultos o sacos)
Bomba
Transportador
Diagrama esquemático de un mezclador fluido-material de relleno
Presurizador
Pre colchón colchón Dosificación de agente de soporte Desplazamiento
Fluido ligeramente gelificado que se bombea antes del fluido de fracturamiento. HCL, para mover escamas o mejorar estados de los cañoneos
Fluido gelificado (viscoso) que se bombea antes de agregar el agente de soporte Generar una grieta de ancho suficiente para permitir el ingreso del agente de soporte
Reducir las perdidas de material soporte
Mantener el agente de soporte alejado de la punta de la fractura para evitar Arenamiento en la
Concentraciones escalonadas y crecientes
rango de concentraciones variable
Distribución final uniforme
Al terminar el bombeo del agente de relleno, se vuelve a bombear flujo limpio con la finalidad de desplazar la mezcla de fluido /agente de soporte que pueda quedar en la tubería de producción.
Es un método de estimulación de pozos que consiste en inyectar un fluido acido a presión a través de las perforaciones de cañoneo con el fin de crear canales de flujo o conectar fracturas ya existentes en la formación. Formaciones calizas y Dolomitas
F. Acido
F. Hidráulico
Fluido de fractura acido
Fluido de fractura no reactivo
No usa agente de soporte
Utiliza agente de soporte
Fractura finalmente se cierra, quedando canales de flujo formados
Fractura permanece
consiste en crear canales de flujo en formaciones no consolidadas, mejorando la comunicación entre el yacimiento y el pozo.
Control de arenas no consolidadas
Minimizar producción de finos
Minimizar la Conificación de agua
