Fracturamiento Hidraulico

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO  Angélica María Tuirán Tuirán Charris Brayan Eduardo Pérez Flórez Wilfrido Wilfrido Adán de la Cruz Licona Sebastián Quiceno Pérez Cristian Camilo Velandia Avendaño

Cod. 2100322 2100322 Cod. 2101315 Cod. 2100320 Cod. 2100336 Cod. 2100327

Completamiento de Pozos Bucaramanga, I Semestre de 2013

CONTENIDO Propiedades Pr opiedades mecánicas de las rocas Gradiente de fractura Fracturamientoo hidráulico Fracturamient Fluidos fracturantes Propante o apuntalante Geometría de las fracturas Fractura creada Hidráulicamente.

Diseño de un fracturamiento Equipos utilizados

[Animación] Schlumberger, Fuente: Microseismic Fracture “StimMAP   LIVE Monitoring”.

PROPIEDADES MECÁNICAS DE LAS ROCAS Modelo Elástico

Modelo Plástico

Es el modelo más utilizado en rocas debido a su sencillez.

Modelo Viscoso

MODULO DE YOUNG

• Ley de Hooke • ε=Eσ

MODULO DE RIGIDEZ • Relación entre el esfuerzo de corte y la deformación de corte

RELACIÓN DE POISSON

• Relación deformación longitudinal y transversal. • ν=εy/εx

MÓDULO VOLUMÉTRICO • Resistencia a la compresión uniforme. • K=σp/( ΔV/V)

CONSTANTE DE CONSTANTE LAMÉ •

GRADIENTE DE FRACTURA Se define como la presión por pie de profundidad necesaria para que la formación empiece a fallar por tensión

MÉTODO DE EATON

En la etapa de la planeación del pozo, puede estimarse a partir de los datos de los pozos de referencia. Si no se tienen datos se pueden utilizar correlaciones: •Mathews & Kelly (1967) •Eaton (1969) •Daines (1982)

•Gradiente de fractura, psi/pie •Presión Presión de sobrecarga, psi •Profundidad Profundidad del pozo, pies •Presión de poro, psi •Relación de Poisson

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO INICIO DE LA ETAPA

Bombeo del Fluido • Mantener la presión de propagación

Desplazamiento • Colocar el propante en la fractura Incorporación del propante • Mantener la Fractura abierta

¿POR QUÉ SE HACE UN FRACTURAMIENTO? Aumentar el índice de producción en zonas de baja permeabilidad Remover el daño en las cercanías al pozo Mejorar las condiciones de un posible recobro secundario Eliminación de residuos y fluidos en superficie

Pwf [psi] Aumento del IPR

FLUIDOS FRACTURANTES TIPOS DE FLUIDOS FRACTURANTES

Base Agua

FUNCIONES •

•

Transmitir presión hidráulica a la formación hasta lograr su ruptura. Transportar el agente de soporte y a su vez ir ampliando y extendiendo la fractura.

Base Aceite

Aceites Refinados

Aceite Crudo

No Newtonianos

Geles de Fracturamiento Fluidos Emulsionados Fluidos Espumados

PROPANTE O APUNTALANTE VENTAJAS • • •

•

Mantienen la fractura abierta Crean canales de alta permeabilidad Aumentan la permeabilidad cuando la presión de confinamiento quiebra el material de sostén, creando partículas de menor diámetro. Poseen Poseen buena resistencia a la compresión MATERIAL MA TERIAL DE SOPORTE

Arena Arena recubierta de resina Bauxita

PRESIÓN DE CONFINAMIENTO (psi)

Hasta 5,000 Hasta 8,000 Hasta 17,000

GEOMETRÍA DE LAS FRACTURAS La orientación de las fracturas hidráulicas dependerá de los esfuerzos in situ de la roca. Propagación Fracturas Horizontales. Fracturas Bajas Profundidades

→

al esfuerzo mínimo. Fracturas Verticales. Altas Profundidades

DISEÑO DE UN FRACTURAMIENTO INFORMACIÓN REQUERIDA PARA EL DISEÑO

• Datos del fluido de fractura y sus aditivos • Datos del agente de soporte • Datos de producción del pozo • Datos económicos • Datos de los registros eléctricos • Profundidad • Datos del completamiento y estado mecánico del pozo • Propiedades Propiedades de las diferentes capas de la formación • Esfuerzos in situ • Modulo de elasticidad • Compresibilidad de la formación • Altura de la fractura creada

EQUIPOS UTILIZADOS Bombas Máquina Mezcladora “Blender” “Mountain Mover”

Centro de comando Líneas de alta presión Laboratorio de pruebas

LIMITACIONES DEL FRACTURAMIENTO Un fracturamiento hidráulico deja de ser viable cuando: Tratamiento mecánicamente exitoso pero resultados pobres de producción. Tratamiento incompleto por fallas en el equipo u otras fallas mecánicas. Tratamiento incompleto debido a problemas en el wellbore o en la fractura

ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD Es un método para estimar el potencial del pozo cuando es sometido a algún tipo de estimulación o trabajo de Workover.

Pwf [psi]

Aumento del IPR

Método de Vogel Método Log-Log Método Fetkovich Caudal de Aceite [BPD]

CONCLUSIONES •Los modelos reológicos representan la relación existente entre esfuerzo y deformación para un material determinado, las relaciones constitutivas para el comportamiento elástico son ampliamente usadas en rocas y conforman parte importante en los procedimientos procedimientos de fracturamiento hidráulico. •Cuando generamos una fractura en la formación productora, las condiciones en la cara del pozo cambian, debido a la alteración de las condiciones iníciales tales como el factor skin o daño, la permeabilidad y el régimen de flujo de fluidos. •La efectividad del tratamiento de fractura depende de los fluidos fracturantes, de la capacidad de flujo creada por el material de soporte en la fractura y de la resistencia que ofrece este material para mantenerla abierta. Si el sustentador o material de sostén se rompe, la fractura se cerrara; de igual manera, si el sustentador fluye a la formación, ella lo embeberá y la fractura se cerrara por completo. •La predicción del IPR es imperativo previo a un trabajo de fracturamiento ya que con este se evalúa si realmente es económicamente rentable una campaña campaña de

BIBLIOGRAFÍA ECONOMIDES, J. Michael; NOLTE, Kenneth G. Reservoir Stimulation .Tercera Edición. Houston, Texas: 1989. FETKOVICH, M. J . Isochronal Testing of Oil Wells. Artículo SPE N  04529. 1973. °

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