La estimulación de pozos

Republica bolivariana de Venezuela Ministerio del poder popular para la educación universitaria Universidad nacional experimental de los llanos occidentales “Ezequiel Zamora” Barinas

Norbelys Mendoza CI: 20.544.931 Moyetones Lipsy CI: 21.023.862 Angélica Terán CI: 21.024.617 21.024.617 Verónica Silva CI: 21.170.693 21.170.693 Rosibel Heredia CI: 23.559.494 23.559.494

indice

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Introducción

La estimulación de pozos se define como la inyección de fluidos de tratamiento (ácidos en su mayoría), a gastos y presiones por debajo de la presión de fractura, con la finalidad de remover el daño ocasionado por la invasión de los fluidos a la formación durante las etapas de la perforación y terminación de pozos o por otros factores durante la vida productiva del pozo. Entonces; por ser la estimulación de pozos una de las actividades más importantes en el mantenimiento de la producción de pozos petroleros, es importante mostrar las diferentes técnicas que se emplean para tal actividad.

La estimulación de pozos: Es cuando el pozo pierde presión y no se logra extraer por medios mecánicos de bombeo, ojo, tampoco es indicio de agotamiento de crudo, ya que el gas natural de petróleo auxilia con su presión a los sistemas de extracción por bombeo, en algunos pozos no se requiere bombeo ya que sale junto con gas a alta presión; entonces hay plantas de generación de gas nitrógeno que se inyecta a un pozo principal o primario para empujar el crudo hacia los veneros de otros pozos vecinos. El reinyectar gas de petróleo es altamente peligroso y explosivo, por eso se usa nitógeno. El gas que sale a presión se almacena y se quema en chimeneas el excedente para que sea menos peligroso Metodología para selección de candidatos a estimulación de pozos: El tratamiento de un pozo es un proceso lógico que requiere un número de fases previas antes de alcanzar los resultados deseados. Este proceso se inicia con la evaluación de tecnologías y/o ingeniería de estimulación en el campo, para diseñar el mejor opción a la hora de incrementar la productividad de un pozo con alto skin. La estructura básica de un trabajo de estimulación consiste en las siguientes fases: 1. Selección de los candidatos e identificación del problema de baja productividad: en esta etapa, el mejor candidato a estimulación es seleccionado. Durante esta etapa, el mejor tratamiento para un tipo determinado de “daño” es también determinado.

2. Selección de fluidos: en esta etapa, los fluidos apropiados, volúmenes y aditivos son seleccionados. 3. La Implementación: esta etapa se enfoca en la implementación del tratamiento ácido a la matriz de roca, incluyendo divergencia, preparación de un programa con los volúmenes a bombear, tasas, etc.; adicionalmente una simulación del tratamiento. 4. Evaluación del tratamiento: en esta etapa, los resultados obtenidos con el tratamiento de estimulación realizado son comparados con las condiciones anteriores del pozo y con los resultados esperados en la simulación realizada al tratamiento. Estas etapas son usadas como una base para el desarrollo y mejora de los software de estimulación de pozos. Fase 1. Selección de Candidatos e identificación del daño: Selección del candidato . La producción de un pozo declina por múltiples razones. Esta declinación puede ser causada de manera natural por las características propias de los fluidos del yacimiento o propiedades de la matriz de la roca (finos, materiales orgánicos, etc.), por daño a la vecindad del pozo durante la perforación y/o completación del pozo, o simplemente, por dificultades mecánicas en todos los procesos de completación. La producción por flujo natural puede ser también baja debido a que no se ubicó las coordenadas de fondo de un pozo donde las propiedades del yacimiento son favorables, por

ejemplo una arena de baja permeabilidad. Todos estos problemas resultan en una caída de presión adicional, afectando así, el término skin. El factor “skin” es adimensional, un concepto matemático para la descripción de flujo de fluidos del un yacimiento “inalterado” hacia la vecindad del pozo. Este representa la caída de presión adicional causado por una resistencia de flujo del yacimiento hacia la cara de la arena completada. Este valor es una combinación de efectos de muchos parámetros, incluyendo el daño de formación. Para una apropiada interpretación del skin y luego determinar un apropiado plan acción para su remediación, los ingenieros de reservorio deben analizar cada uno de los factores que contribuyen al skin. Este análisis puede resultar en oportunidades adicionales en el mejoramiento de la productividad, como si fuera una reperforación. La clave para la selección de candidatos será entonces, el análisis de varios skins. En este modulo, la producción “ideal” de un pozo se va a referir a una producción esperada basada en información general de las condiciones de los parámetros de un reservorio inalterado (sin daño), como son la permeabilidad, espesor, porosidad y saturación, etc. Muchos modelos pueden ser utilizados para calcular este potencial de producción, desde la simple aplicación de la Ley de Darcy, hasta usar las más complicadas herramientas de simulación. El factor skin es frecuentemente determinado con un gráfico de Horner de los datos de presión obtenidos de una prueba de restauración de presión. Para el propósito de la selección de candidatos, los siguientes componentes del skins han sido derivados por varios autores. El skin real causado por daño (la porción del skin total que puede ser removido mediante tratamientos a la matriz de roca) puede ser despejado de la ecuación, tal como se presenta á continuación: Sdam = Stot - (Sperf  + Sturb + Sdev + Sgravel + Sperf size)… donde: Stot = factor skin total (skin determinado en el gráfico de Horner). Sdam = skin resultante del daño a la formación. Sperf  = skin resultante a la penetración parcial, etc. Sturb = skin resultante del flujo no darciano en la vecindad del pozo. Sdev = skin resultante de la desviación del pozo. Sgravel = skin resultante de empaques de grava. Sperf size = skin resultante de baja penetración del cañoneo. Básicamente, durante el proceso de selección de candidatos, el ingeniero de reservorio compara una serie de pozos basados en un criterio de potencial de mejoramiento de productividad, daño de formación, eficiencia de flujo, y otros parámetros, y un rankeo de candidatos. Es importante el uso de un software de apropiado para la evaluación técnica de una estimulación, ya que ayuda al ingeniero a discretizar los pozos buenos candidatos de los malos. Por ejemplo, para cumplir este proceso, el ingeniero se fija una meta de acuerdo a un hipotético presupuesto: 3 estimulaciones, 2 fracturamientos hidráulicos, y 3 nuevas perforaciones (y no 8 acidificaciones!).  Identificación del Daño.

PROPÓSITO: Clarificar el efecto del daño en pozos.

El daño puede estudiarse mediante el análisis de transigentes de presión. Las principales y más comunes causas de la existencia de un daño de formación, y las respectivas consideraciones para Minimizarlo es:

Perforación: Es el principal motivo de daño en la formación, tiene que ver con la infiltración del lodo de perforación, de sólidos del cutting y el revoque. Para minimizarlo es conveniente atravesar las formaciones productivas en el menor tiempo posible, para evitar el prolongado contacto del lodo con la formación; que el lodo contenga la menor cantidad de sólidos posibles, tanto agregados como del y que los fluidos de perforación no interaccionen ni química ni físicamente con la roca reservorio. Entubación: Es muy común, sobre todo en la zona de la cuenca austral de Argentina, que existan capas productivas muy por encima de la profundidad final del pozo, para que estas capas productivas no sean dañadas, es conveniente que una vez atravesadas las mismas, el pozo se entube antes de seguir perforando hasta la mencionada profundidad final. Cuando la distancia entre las capaz productivas superiores e inferiores es muy prolongada, normalmente el pozo se termina colgando un liner desde el piso de los niveles productivos superiores hasta el fondo del pozo, para abaratar los costos de terminación. Cementación: La buena cementación de los niveles productivos es más que importante a la hora de poner en producción un pozo. En primer lugar el cemento no debe infiltrarse en la formación, además, el revoque debe haber sido totalmente removido antes de iniciar la cementación, es decir, es necesario asegurar un buen lavado para lograr una buena adherencia entre el cemento y la cañería del casing, y entre el cemento y la formación, de modo que el nivel productivo quede absolutamente aislado antes de punzar. Punzado: La cápsula del proyectil que se dispara para hacer los punzados debe ser de buena calidad y construcción, de lo contrario, quedaría un tapón provocado por el mismo proyectil (ver capítulo de terminación de pozos) que obstruiría el sistema poroso.

PSEUDODAÑO vs. DAÑO DE FORMACIÓN Cuando se conoce el skin total del pozo, es posible trazar una curva IPR, mediante esta curva, es posible demostrar el beneficio de disminuir el factor de daño (S). Atribuir todo el skin a un daño dentro de la formación es un error muy común, hay otras contribuciones no relacionadas al daño, llamadas pseudoskins y deben ser extraídas del daño total para poder estimar el verdadero daño de la formación.

PSEUDOSKIN Y CONFIGURACIÓN DEL POZO

Los pseudoskins remanentes después de la terminación pueden ser atribuidos directamente el pozo. No todos estos tienen que ver con el daño verdadero, pueden tener origen mecánico o físico.

PSEUDOSKINS Y CONDICIONES DE PRODUCCIÓN Las condiciones dadas por el caudal y el ángulo de inclinación pueden inducir a caídas de presión adicionales o pseudoskins. Si se pone al pozo a producir a elevado caudal, puede originarse flujo turbulento en la formación, al igual que durante la perforación El correspondiente pseudoskin positivo es proporcional al caudal de flujo por encima de un mínimo dado, debajo de este valor crítico, tal pseudoskin no existe, puesto que no hay desgaste mecánico en el sandface producido por la rata de flujo. La inevitable variación del diámetro del pozo durante la perforación, puede modificar progresivamente el flujo de laminar a turbulento y crear un pseudoskin que se suma al daño real de la formación.

DAÑO DE FORMACIÓN VERDADERO Varios tipos de daño pueden ser identificados en distintos lugares de un pozo en producción, el diseño del remedio correcto para la producción del pozo es necesario determinar no solo la naturaleza del daño sino también el conocimiento del lugar del pozo donde está el daño que más afecta a la producción. Pueden usarse para la estimulación del pozo fluidos similares a lo que se utilizan en la limpieza del mismo, de acuerdo a la naturaleza del daño, la elección del método a utilizar depende pura y exclusivamente del lugar en el pozo donde se encuentra el daño.

ORIGEN DEL DAÑO DE FORMACIÓN -DAÑO DE PERFORACIÓN: Invasión de sólidos de perforación. Invasión de fluidos de perforación. -DAÑO DE CEMENTACIÓN: Lechada de cemento. Compresión del cemento. -DAÑOS EN LA TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS: Daños por punzado.

Daños por fluidos de terminación. Daños en Gravel Packs. Daños durante la producción. Daño durante la limpieza del pozo. Daño durante el tratamiento ácido. Tratamientos de control de agua. -DAÑO EN POZOS INYECTORES: Inyectores de agua.

TIPOS VARIOS DE DAÑO: 

Emulsiones.

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Cambios de mojabilidad.

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Water Block.

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Sarros.

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Depósitos orgánicos.

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Depósitos mixtos.

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Fangos y arcillas.

ORIGEN DEL DAÑO DE FORMACIÓN. -DAÑO DE PERFORACIÓN:

Invasión de sólidos de perforación: Las partículas materiales contenidas en los fluidos de perforación son potencialmente peligrosas: arcillas, cutting, agentes densificantes y viscosificantes, agentes minimizadores de pérdidas de circulación. Pueden progresivamente disminuir la porosidad y permeabilidad de la roca reservorio, de tal modo que una subsiguiente puesta en producción del pozo o inyección de fluidos hacia el reservorio. A flujos moderados o altos, haría que estos materiales depositados en el sistema, pasen de poro en poro aumentando la severidad del daño en las inmediaciones del pozo.

Invasión de fluidos de perforación: Normalmente, en regímenes de penetración muy elevados, la pérdida de inyección puede llegar a ser muy elevada. La alta permeabilidad de las arenas limpias, que tienen mayor invasión de filtrado que una roca de baja permeabilidad, usualmente no son afectadas cuando el agua de formación es compatible químicamente con el filtrado de la inyección. Las arcillas, en su gran mayoría, son extremadamente sensibles a los cambios de salinidad, por lo tanto, cualquier cambio en la concentración o en el tipo de sales desde el agua original del reservorio en el que fueron precipitadas o estabilizadas, produce cambios catastróficos en la porosidad. En particular, la reducción de la salinidad o el incremento del pH del agua alrededor de la partícula de arcilla ocasionan la dispersión de la misma. Cuando las arcillas se dispersan actúan como pequeñas partículas sólidas que pueden migrar de poro en poro, pero con la complicación de que tienen capacidad de acumularse y cerrar al poro totalmente, dependiendo del tipo de arcilla y el tamaño de las partículas. Los dispersantes pueden agravar las consecuencias de la presencia de arcillas y facilitar la precipitación en el interior de los poros. Cuando la circulación durante la perforación se hace a caudales más o menos elevados, el filtrado que invade la formación está a temperatura de pozo, muy por debajo de la temperatura de reservorio, y el enfriamiento producido genera la precipitación de asfáltenos y parafinas.

-DAÑO DE CEMENTACIÓN: El principal objetivo de la cementación es lograr un perfecto aislamiento del anular del casing. El cemento no tiene las correctas propiedades de pérdida de fluidos, la formación queda poco protegida a la invasión de filtrado, que se ve agravada por las elevadas presiones de trabajo durante la cementación, que pueden llegar a ser varias veces superiores a las de perforación y más aún en cementaciones con flujos turbulentos. Los lavadores siempre contienen grandes cantidades de dispersantes para suspender y acarrear las partículas del revoque.

Lechada de cemento: El tamaño desordenado de los granos de conforman al cemento,  junto con el uso de agentes de deshidratación muy eficaces, resultan en una limitada filtración de sólidos y filtrado provenientes de la lechada de cemento. El pH relativamente alto del filtrado de la lechada afecta a los minerales arcillosos de la formación.

Compresión del cemento: La etapa de compresión del cemento produce daños severos en arenas no consolidadas. -DAÑOS EN LA TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS: Daños por punzado: Éste compacta la roca alrededor de la zona atravesada por el proyectil, aumentando la dureza de la superficie y reduciendo la porosidad local de la misma hasta en un 80%. Compactación de la roca alrededor de los agujeros con la consecuente reducción en la permeabilidad local. La sobrepresión introduce restos de formación y da las carcazas en la formación, además introduce fluidos con sólidos en la formación. Penetración insuficiente, está afectada por la resistencia de la roca, y puede no ser suficiente para crear los mencionados canales de by-pass (wormholes). Inadecuada selección de la geometría. Se prefiere baja penetración pero con gran diámetro en formaciones blandas, mientras que es conveniente elegir pequeños diámetros y gran profundidad en formaciones duras. Inadecuada elección de la presión diferencial, presiones insuficientes pueden no dar el resultado esperado, presiones excesivas pueden fundir la roca en las inmediaciones del agujero, generando una pared de vidrio totalmente impermeable. Daños por fluidos de terminación: Taponamiento de la formación y punzados por sólidos suspendidos, bacterias y/o residuos de polímeros, que tienden a bajar la permeabilidad de la formación. Hinchamiento y dispersión de las arcillas, bloqueo por agua (water block) y emulsiones (emulsión block) y precipitación de incrustaciones. Es necesario utilizar fluidos de terminación limpios y filtrados, empleando el uso de bactericidas. Los fluidos de terminación normalmente requieren de inhibidores para controlar la corrosión. Estos últimos pueden provocar un bloqueo por emulsión (emulsión block), modificar la mojabilidad de la roca y precipitar la Fe+++. Daños en Gravel Packs: Punzados y espacios entre casing y tubing sin arena. Gravel pack contaminado por partículas de la formación y por geles sin romper. Grasas, pinturas y residuos de polímeros entre la formación y el gravel pack. Inadecuada

selección del tamaño de la arena del engarbado siendo invadido por finos de la formación durante la producción. Daños durante la producción: Algunos reservorios no pueden ser puestos en producción a altos caudales de flujo o elevados caídas de presión entre el reservorio y el pozo (drawdown) sin ser afectados por fenómenos adversos. Fangos nativos y arcillas sueltas entrampadas en la pared poral, pueden comenzar a moverse a flujos elevados, especialmente en el caso en que dos fluidos inmiscibles están siendo extraídos en forma simultánea. Dependiendo del tamaño de las partículas, estas pueden bloquear el poro a través de su interconexión con el siguiente o migrar hacia otros poros aumentando la viscosidad del fluido en producción hacia el pozo. El drawdown excesivo hace caer la presión poral en las inmediaciones del pozo, y puede exceder a la fuerza compresiva de la roca. Este fenómeno es mucho más complejo en arenas no consolidadas, donde la pobre cementación de la matriz se traduce en un aumento progresivo en la producción de arena de las inmediaciones del pozo. El drawdown excesivo en reservorios productores de gas condensado, conduce a una presión de flujo por debajo del punto de rocío en el fondo del pozo, ocurriendo una destilación in-situ de las fracciones livianas producidas. Daño durante la limpieza del pozo: Altas concentraciones de materiales dañinos pueden invadir la formación. Daño durante el tratamiento ácido: Materiales del tubing que son arrastrados hacia la formación, hay que tener en cuenta que los ácidos intercambian iones con los metales, en especial con los de la cañería del tubing y el casing, disminuyendo el espesor de los mismos, pudiendo llegar a dañarlos y arrastrando materiales y suciedades normales en las cañerías hacia la formación. Los surfactantes utilizados para dispersar sólidos durante la acidificación e inhibir la corrosión de las cañerías del casing y el tubing por acción del ácido crean dentro del sistema poral bloques de emulsión (emulsión blocks).

Bloqueo por agua (water block): Precipitación de productos secundarios de la reacción ácida con minerales de la formación. Los productos secundarios que podrían formarse, pueden ser analizados y predichos mediante modelos geoquímicas que dependen por un lado de la composición de la roca de la formación y de la composición del fluido del tratamiento, y por otro lado de las variables termodinámicas. Algunos aditivos utilizados para prevenir la corrosión del hierro del sistema de producción pueden formar precipitados. La permeabilidad del sistema poroso puede disminuir como consecuencia de residuos de los agentes inhibidores de corrosión.

Tratamientos de control de agua: La fracción de agua producida por un pozo, puede ser sustancialmente reducida mediante la inyección de poliacrilamidas. La mayoría de las veces, sin embargo, la inyección de las mismas lleva a una caída en la producción de gas y petróleo simultáneamente con la del agua.

DAÑO EN POZOS INYECTORES Inyectores de agua: 

Invasión de sólidos suspendidos y subsiguiente taponamiento.

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Perturbación in-situ de las arcillas.

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Incompatibilidad del agua inyectada y la de la formación, o como resultado de la presencia de CO2 o SH2 en la formación. Taponamiento por formación de coloides, especialmente los de base hierro, productos de la corrosión de la cañería del tubing cuando hay O2 en el agua inyectada. Taponamiento por bacterias.

TIPOS VARIOS DE DAÑO. Emulsiones: La mezcla de fluidos de base agua y base petróleo ocasionan emulsiones en la formación. Las emulsiones tienen la particularidad de tener viscosidades muy elevadas, en particular las emulsiones de agua y petróleo. Normalmente se forman durante la invasión del filtrado del lodo de perforación o durante los tratamientos fluidos posteriores. Cambios de mojabilidad: La mojabilidad total o parcial del petróleo en la roca reduce la permeabilidad relativa al petróleo. Esto puede ocurrir por el fenómeno de adsorción a través de minerales activos en la superficie de la pared poral. El daño puede ser remediado a través de la inyección de solventes capaces de remover la fase de hidrocarburos que está mojando a la roca. Water Block: El bloqueo por agua es causado por un incremento en la saturación de agua Sw en las inmediaciones del pozo, disminuyendo la permeabilidad relativa al petróleo.

El bloqueo, se ve favorecido con la presencia de arcillas intraporales, como la illita. Estas arcillas, debido a su forma particular y la dirección de su crecimiento, aumentan la superficie de contacto con el fluido, disminuyendo al mismo tiempo el tamaño de los poros y la porosidad del sistema, incrementando la retención de agua en las paredes porales. Sarros: Los sarros son precipitados minerales, que pueden precipitar tanto durante la perforación, como durante la producción (en el tubing) e inclusive en el interior de la formación. Normalmente esta precipitación es mucho mayor durante la producción, puesto que se ve maximizada por las bajas temperaturas y presiones en las inmediaciones del pozo. Depósitos orgánicos: Los depósitos orgánicos son precipitados de hidrocarburos pesados, normalmente asfaltenos y parafinas, y pueden ocurrir en la perforación, en el tubing y en el interior de la formación. Los mecanismos por lo cuales se origina son variados y complejos, pero el principal motivo es algún cambio en las variables termodinámicas a las que está sometido el fluido del reservorio durante el proceso de perforación, producción o in-situ en el interior del reservorio; y el mecanismo por el cual precipitan tiene que ver con la pérdida de solubilidad en el resto de los hidrocarburos, y una vez que precipita, cristaliza. La causa más común que produce este efecto sucede durante la producción, donde las inmediaciones del pozo pierden temperatura y presión. Depósitos mixtos: Son depósitos compuestos por la mezcla de componentes orgánicos e inorgánicos, que pueden incluir también sarros, fangos, sílices y arcillas. Fangos y arcillas: Este daño incluye la invasión de arcillas provenientes del lodo de perforación (normalmente bentonita o atapulgita) y/o por hinchamiento o migración de las arcillas inherentes de la formación.

DAÑO POR PENETRACIÓN PARCIAL. Hay varias razones por las cuales un pozo puede terminarse poniendo en producción solo una porción de la capa productiva (hw). Esta penetración parcial produce una carga adicional que se considera como un tipo especial de pseudodaño, y que no es un daño verdadero. El valor del daño provocado por la penetración parcial es siempre positivo, excepto en el caso de pozos desviados.

PREVENCIÓN DE DAÑOS La prevención de daños apunta a que todas las operaciones realizadas se hagan provocando el mínimo daño o la mínima contaminación posible, evitando que la producción se vea afectada.

Si bien los muchos daños son remediables, las operaciones de reparación de daños son costosas en muchos casos y no siempre solucionan el problema completamente.

RECAPITULACIÓN Las principales y más comunes causas de la existencia de un daño de formación, y las respectivas consideraciones para Minimizarlo es: 

Perforación.

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Entubación.

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Cementación.

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Punzado.

Los tipos varios de daños más comunes son:

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Emulsiones.

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Cambios de mojabilidad.

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Water Block.

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Sarros.

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Depósitos orgánicos.

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Depósitos mixtos.

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Fangos y arcillas.

Fase 2. Selección de fluido. La siguiente etapa del diseño se focaliza en la selección del fluido. Generalmente los software de diseño de estimulación dan tres opciones al ingeniero en cuanto a diseño de fluidos: Un sistema experto. Un simulador geoquímico. Información especificada por el usuario. Sistema Experto. Los sistemas expertos usan reglas lógicas basadas en principios de ingeniería, los últimos avances en la investigación en laboratorios y relaciones determinadas a través de la experiencia, directrices y las mejores prácticas para el diseño de tratamientos. Este método genera una suite completa de sistemas de fluidos, incluyendo selecciones ácidas, selecciones de acondicionadores, volúmenes, aditivos tanto para areniscas, como para carbonatos. Simulador Geoquímico. Este simulador realiza una simulación iterativa, conducida por una matriz geoquímica basada en el tipo de fluido ácido y la mineralogía de la formación.

Este cálculo fundamentalmente es mucho más riguroso, basado en la física, la química y la termodinámica. Este método simula el ácido que invade la matriz de roca y determina el nivel óptimo entre el poder del ácido de disolver los componentes de arcilla y el potencial de precipitación de los productos de reacción. También evalúa como el volumen de ácido podría afectar la pérdida de integridad de la formación y la cantidad de minerales a ser disuelto durante el procedimiento.

Fase 3. Implementación. Una vez el ingeniero determinado el daño en la vecindad del pozo y ha diseñado la composición del tratamiento ácido más eficaz para la eliminación del daño, se debe diseñar un programa operativo para la implementación del tratamiento de estimulación. Por lo tanto el procedimiento operacional es tan importante como el diseño del fluido. La operación incluye (1) la evaluación de posibles divergentes, (2) varias técnicas de implementación, (3) la determinación del programa completo de bombeo con las etapas, volúmenes y tasas y (4) la simulación de la operación para optimizar el proceso de diseño. Los divergentes pueden ser diseñados y simulados durante el proceso e incluyen selladores, tapones inflables, pelotas, partículas degradables, espumas, geles, etc. Otras técnicas de colocación como la presión máxima de bombeo (MAPDIR) y tubería continua (Coiled Tubing) también pueden ser diseñadas y simuladas. Además el intervalo de tratamiento puede ser diseñado, utilizando técnicas de aislamiento mecánicos como empacaduras/puentes, empacaduras de inyección pueden ser evaluados. Una vez que el ingeniero ha determinado los fluidos, técnicas de divergencia, etc; el nuevo sistema automáticamente generará un programa de bombeo. Este programa incluye las etapas y cantidades de fluido, identifica las etapas con los divergentes a usar, las tasas de bombeo fluido abajo y galones de nitrógeno a usar para alivianar la columna de fluidos si el pozo no llega a reaccionar. El ingeniero podrá entonces exportar el programa como un informe y optimizarlo previamente con el simulador. El simulador operacional simula el bombeo de fluido dentro del pozo y es una herramienta valiosa para el diseño de tratamiento y el análisis. Un simulador de este tipo puede manejar las siguientes variables: 

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Un bombeo de tratamiento multietapa con sistemas de fluidos newtonianos y no newtonianos. Múltiples intervalos de formación con skin. Areniscas (ácido HF-HCl) y carbonatos (agujeros de gusano). Completaciones a hoyo abierto, con o sin empaque con grava. Bullheadings, bombeo simultáneo por tubería y anular. Fricción en la tubería. El simulador también permite al ingeniero responder preguntas como las siguientes: ¿Hacia donde van los fluidos cuando es bombeado hacia el fondo del pozo? ¿Cuáles son los intervalos que toman el mayor volumen del tratamiento y cuales menor volumen? ¿Cuántos pies penetra el ácido dentro de la formación? ¿Cuánto es la reducción del skin? ¿Cuanto es la rata de bombeo óptima en el trabajo? ¿Es la fricción excesiva? ¿Cuál es la rata de bombeo para asegurar un wormholing eficiente en carbonatos?

Fase 4. Evaluación del tratamiento.

La fase final es la evaluación del sistema de tratamiento. Matemáticamente hablando, el ingeniero sólo puede predecir el comportamiento del skin de la formación a medida que se esta realizando el trabajo (implementando la Ley de Darcy, por ejemplo). Después de la realización del tratamiento, los ingenieros pueden exportar los datos de trabajo reales, generar otro perfil de skin, y comparar las condiciones antes y después del trabajo. Es siempre recomendable dejar el pozo limpiándose por espacio de unos días con el motivo de hayan circulado completamente todo los fluidos de estimulación y posible finos que hayan quedado en el pozo. Posteriormente, se sugiere realizar una prueba de restauración de presión y determinar con la data de presión y un gráfico de Horner el nuevo valor de skin. Una medida cualitativa del éxito no es ver el valor skin directamente, sino la Dp skin, para posteriormente evaluar la eficiencia de flujo. Tipos de estimulación de pozos Fracturación hidráulica Es un método de estimulación en rocas consolidadas duras, muy utilizado en pozos de petróleo y en pozos profundos. Se utiliza poco en pozos de agua de pequeña y moderada profundidad, por ser algo complicado y caro. Además, en estos casos existe el riesgo de producir fracturas verticales que permiten el escape del agua inyectada al exterior, haciendo inútil la operación. El método consiste en inyectar agua a elevada presión para crear y dilatar fisuras, evitando que se cierren de nuevo mediante la introducción simultánea de arena o bolitas de vidrio. Pero es necesario que el pozo, por encima de la zona que se quiere fracturar esté entubado con una tubería muy resistente y muy bien cementada, pues de lo contrario el agua escapa al exterior o a formaciones suprayacentes. Generalmente, la presión de fracturación es proporcional a la profundidad de la formación a estimular, siendo el factor de proporcionalidad igual o superior a 0,23 atm/m. Al agua de inyección es conveniente que se le añada un gelificante y otros aditivos que le ayuden a aumentar la viscosidad (disminuir el caudal a igual presión). Las fisuras producidas tienen una anchura de pocos mm y una extensión de varias decenas, o incluso centenas de metros. Cada una de esas fracturar puede aportar una transmisividad de 1 a varias decenas de m 2 /día. Este método solo se debe aplicar a pozos muy poco productores, ya que de lo contrario no sería posible aumentar suficientemente la presión con las bombas de lodos usuales, y sería preciso recurrir a grandes bombas de alta presión y alto caudal. Existen equipos de inyección montados sobre camiones capaces de proporcionar caudales de algunas decenas de 1/seg a presiones de más de 500 atm, aunque su alquiler es costoso y el precio del desplazamiento puede ser elevado. En acuíferos calcáreos se recomienda combinar la fracturación hidráulica con

la acidificación. Además, si los niveles de agua son profundos, a veces se consiguen fracturaciones locales (rupturas o destaponamientos) con sólo llenar el pozo de agua, ya que ello produce una elevada presión en la base del pozo.

Métodos de estimulación de pozos Las técnicas de estimulación tienen el objetivo de mantener en unos casos la capacidad productora de las arenas en explotación y en otros casos mantener o incrementar la capacidad productiva de pozos petrolíferos o gasíferos, se clasifican en 2 grupos o métodos: 1)

Métodos mecánicos.- Que contempla las siguientes técnicas:

Rebaleo de formaciones Fracturamiento de las formaciones que incluye las siguientes técnicas: Fracturamiento hidráulico Fracturamiento acido Fracturamiento combinado entre hidráulico y acido 

  

2)

Métodos químicos.- Que contempla las siguientes técnicas:      

Inyección de fluidos especiales Inyección de fluidos no ácidos Inyección de soluciones acidas Inyección de ácidos orgánicos Inyección de ácidos inorgánicos Inyección de mezclas de ácidos (orgánicos e inorgánicos)

ESTIMULACION DE POZOS POR METODOS MECANICOS: Rebaleo de formaciones: Se utiliza para reponer la dimensión de los canales permeables que han sido obstruidos por efecto de la circulación de los fluidos de formación desde las áreas de drenaje y en que su recorrido van arrastrando partículas pequeñas de los componentes de las arenas, detritos finos que obstruyen en porcentajes variables el flujo normal de fluidos y que se traduce en superficie por la disminución de caudal. Cuando se detecta este problema es recomendable correr registros para determinar cuál es la causa de este problema. En otros casos puede presentarse obstrucción y disminución del diámetro de los agujeros de los baleos en la cañería de revestimiento por asentamiento de partículas de hierro o partículas calcáreas que en algunos casos se concentran alrededor de los baleos detrás del anillo de cemento obstruyendo la producción normal. Para ambos casos el rebaleo de formaciones es el mejor método que se ha experimentado considerando que la profundidad de obstrucción siempre va ha ser menor a 1. Para un trabajo de rebaleo es necesario elaborar un programa simple de intervención de acuerdo a las técnicas señaladas.

Fracturamiento hidráulico: El fracturamiento hidráulico es un método de estimulación que consiste en la inyección a presión de un fluido de fracturamiento a las arenas productoras, para originar el ancheamiento de los canales de flujo en algunos tipos de arenas y otros para provocar la ruptura de las formaciones y así mantener los valores de permeabilidad. El fluido de fracturamiento (FF) es una mezcla de fase liquida y fase sólida que es denominada agente de sostén o de relleno, ocupa los espacios porrales permeables ensanchándolos según el tratamiento para mantener sus dimensiones y restaurar o incrementar los volúmenes de producción de pozos sean gasíferos o petrolíferos. Durante el fracturamiento hidráulico de la fase liquida denominada agente de circulación tiene la función de transmitir la presión hidráulica necesaria para que el fluido de fracturamiento penetre hasta la profundidad programada y que ha sido limitada para el tratamiento. Los objetivos de la fase liquida son: a) Lubricar los canales permeables existentes. b) Mantener la dimensión de los canales permeables. c) Mantener la dimensión de los espacios porales disponibles. Las características técnicas de las formaciones productoras que intervienen en el fracturamiento son los siguientes: a) Que las formaciones son isotrópicas, homogéneas y con cierto grado de elasticidad, por que los esfuerzos que se generan durante el fracturamiento son función del modulo de Yung y las relaciones de poisson que definen las propiedades mecánicas de las rocas. b) Que las fracturas que originan se extienden uniformemente en sus 3 dimensiones o sea altura (H), longitud (L) y ancho (A) de las fracturas. c) Que la fase liquida del fluido de fracturamiento (FF) debe ser compresible. d) Que el volumen total de las fracturas originadas, esta en función de las características de las formaciones, o sea, dureza y granulometría. 3.1.

ESTUDIO DEL FF (características del fluido de fracturamiento)

El fluido de fracturamiento es una mezcla homogénea que está constituido por dos fases: 1º Fase liquida.- esta fase liquida es el componente que origina inicialmente la circulación de la mezcla hacia el interior de las arenas arrastrando a la fase sólida a través de los canales impermeables y los espacios porales para luego restaurar la producción. Para que este proceso tenga resultados positivos de acuerdo al programa elaborado la fase liquida debe tener las siguientes características: - Adecuada densidad y viscosidad para mantener durante la circulación una capacidad optima de arrastre de la fase sólida hasta la profundidad total de las fracturas. En este mismo proceso la densidad de la fase liquida sirve para mantener la fase sólida para evitar un asentamiento o decantación prematura. - Baja perdida de fluido por filtrado y baja perdida de presión por fricción durante la circulación en el interior de las formaciones.

- Ser compatible con los fluidos de formación para evitar daños en los sectores q no requieren tratamiento. - No debe reaccionar negativamente con los componentes mineralógicos de las formaciones principalmente con magnesio, calcio y sílice que son los minerales que pueden deteriorar a la fase liquida afectando el resultado del fracturamiento. 2º Fase Sólida.- Es denominada agente de sostén y se mezcla en porcentajes que son calculados en el programa con la fase liquida para ser bombeado hacia la formación con presiones exactamente calculadas para que se deposite uniformemente a los largo de las fracturas formando un empaque impermeable y manteniendo los canales permeables hasta que termine el proceso de inyección del fluido de fracturamiento. Para este objetivo la fase sólida debe ser seleccionada cuidadosamente con una granulometría adecuada con concentraciones adecuadas y dureza adecuada para garantizar la conformación de fracturas que permitan reponer el daño de las formaciones y reponer o mejorar la capacidad productiva de los pozos. En la industria se dispone dos diferentes tipos de fase sólida para todo tipo de fracturamiento para FH se clásica en dos grupos: Entre los tipos de agente sostén más utilizado se tiene los siguientes: 1ª Para formaciones blandas de baja compactación: - Arena de rió redondeado y sometido a tratamiento con productos que sirvan para darle las características plásticas necesarias para este tratamiento se utilizan resinas especiales. - Arenas silícicas tratadas, pueden ser esféricas o triangulares se caracterizan por una fase sólida de alta resistencia para arenas productoras de alturas mayores a 200 m. - Productos químicos que no son muy utilizados por su baja resistencia a la compresión y elevado costo. 2º Para formaciones duras y compactadas. - Arenas de sílice redondeada o triangulada. - Bolitas de vidrio de alta resistencia esféricas en arenas de gas condensado. - Productos plásticos. 3.1.

CLASIFICACION DE LOS FF: Se clasifican en los siguientes tipos:

a) Fluido de fracturamiento base petróleo.- Se preparan utilizando como fase continua del petróleo producido en el mismo campo sometido a un tratamiento químico para obtener condiciones físicas de densidad y viscosidad, contenido de sólidos, PH adecuado para evitar daño durante el fracturamiento, también se puede utilizar diesel que es sometido previamente a una verificación de condiciones para establecer la compatibilidad con el fluido de formación. Estos fluidos base petróleo ofrece ventajas tanto en el aspecto del manejo fácil y económico. b) Fluido de fracturamiento base agua.- Son los más utilizados y se clasifican en dos tipos: - Fluidos de fracturamiento base agua utilizando el agua de las mismas formaciones productoras presentan dificultades de compatibilización con algunos componentes de las

formaciones productoras razón por la cual no es muy recomendado para fracturamiento hidráulico. - Fluido de fracturamiento preparado como soluciones salinas de agua salada, son mas comúnmente conocidas como salmueras que dan excelentes resultados en todo tipo de formaciones debido a que son fácilmente preparados sales como: Cl Na, Cl K, y Cl2Ca que son sometidos a tratamiento químico con productos dispersantes densificantes, controladores de PH: los tratadores de microorganismos y otros aditivos que permiten obtener un fluido de fracturamiento compatibles en formaciones productoras de gas y petróleo. c) Fluido de fracturamiento base acido: Son preparados utilizando como fase continua de mezclas de acido clorhídrico + HF + aditivos + reactivos son utilizados para tratamientos especiales de algunos tipos de formaciones con contenido elevado de partículas de cuarzo en base a pruebas de laboratorio para determinar el grado de disolución debido a que los ácidos tienen tendencias a originar cavernas en contacto con dolomitas y calcitas. Para la preparación y la dosificación de estos tipos de fluidos de fracturamiento de una manera general se utilizan las siguientes familias de aditivos y reactivos: Densificantes y viscosificantes. Reductores de pérdidas de presión por fricción. Estabilizadores de temperatura de formación. Estabilizadores de PH del fluido de fracturamiento. Bactericidas Reductores de la tensiones superficiales. Retardadores de reacciones químicas negativas Estabilizadores de parafinas 4. METODOS DE FH: En función al tipo de fracturamiento hidráulico el tipo de arenas de tratamiento y las presiones de inyección que se vana aplicar los sistemas de fracturamiento hidráulico se clasifican en los siguientes tipos: a) b) c)

Fracturamiento hidráulico convencional múltiple o fracturamiento masivo. Fracturamiento hidráulico con entrada limitada. Fracturamiento hidráulico a baja velocidad.

a) Fracturamiento hidráulico convencional múltiple o fracturamiento masivo.- Se aplica más comúnmente en arenas donde los daños o obstrucciones o los canales originan zonas de baja permeabilidad y baja porosidad que incrementa en un porcentaje las gradientes de fracturamiento. En otro tipo e reservorios constituidos por formaciones duras y compactas y excelente acumulación de gas o petróleo desde su origen esta constituido por valores bajos de permeabilidad y porosidad que obstruye la capacidad productiva de las arenas que deben ser fracturadas en forma masiva para incrementar los valores de conductividad y explotar los yacimientos con la máxima capacidad permisible. En ambos casos las presiones de inyección son mucho mayores a las presiones de fractura de las formaciones que requieren la utilización de grandes volúmenes de fluidos de fracturamiento para abarcar todo el área de drenaje.

b) Fracturamiento hidráulico con entrada limitada.- Se aplica generalmente en arenas productoras cuyas alturas son mayores a 10 m en forma limitada taponamientos de los canales permeables combinados con la disminución de los espacios porales. En este caso los taponamientos y los daños de la formación no afectan a toda la altura de la arena por lo que la disminución de la capacidad de flujo se presentan por alturas limitadas de la arena que va a requerir fracturamiento solo en ese sector de daño. El proceso de fracturamiento en estos casos consiste en lo siguiente: Aislar con packer de fracturamiento los niveles que requieren el tratamiento utilizando un packer de fondo de alta presión y un packer anclado exactamente en el nivel superior de la altura de tratamiento para inyectar fluido de tratamiento con volúmenes y presiones exactas para no invadir las zonas sanas que no requieren tratamiento. c) Fracturamiento hidráulico a baja velocidad.- Se aplica para tratar daños de formaciones que están afectadas en zonas de baja profundidad ubicadas generalmente a una pulgada o máximo un pie detrás de la cañería de revestimiento por efecto de un asentamiento paulatino de partículas sólidas provenientes de la formación, estas partículas están constituidas por productos calcáreos que empiezan a obstruir el diámetro de los agujeros de los baleos que con el tiempo empiezan a acumularse hasta formar una costra sólida detrás del anillo de cemento afectando a la capacidad productiva. Para solucionar este problema se prepara un programa de fracturamiento utilizando fase sólida de menor tamaño y fase liquida preparada en base a diesel o petróleo de la misma formación con el objetivo de evitar daños a las arenas ubicadas detrás de la zona de tratamiento. Las presiones de aplicación para este caso solo son ligeramente mayores a la presión de fractura de la formación y se calcula con la siguiente relación: P fractura = P formación + 100 o 200 Psi en exceso. Para aplicar cada uno de estos métodos, se instala el equipo completo de intervención para fracturamiento, se desancla el PK de producción, se circula fluido de intervención para ahogar el pozo, se saca la columna de producción, se baja la herramienta de intervención de acuerdo al diseño y se aplica el cronograma de operaciones del fracturamiento. Concluido el trabajo de intervención se saca la herramienta de fracturamiento y se vuelve a bajar la columna de producción para restaurar la producción normal del pozo. 5. TIPOS DE FRACTURAS: Aplicando los tres métodos de fracturamiento hidráulico pueden originarse los siguientes tipos de fracturas: a) Fracturas horizontales.- Son aquellas que se generan linealmente con geometrías homogéneas donde las alas van alcanzando profundidades progresivas para cubrir parte o todo el área afectada con daño. Los ángulos de inclinación iníciales son de 30º y la máxima que va disminuyendo a medida que se incremente la presión de inyección del fluido fracturante. Cuando esta presión alcanza el valor máximo o final, el Angulo de inclinación se hace cero y se obtiene las fracturas horizontales especialmente en formaciones carbonatadas blandas.

b) Fracturas oblicuas.- Son aquellas que al finalizar la inyección del fluido de fracturamiento aplicando presiones finales calculadas, alcanzan ángulos de inclinación que varían entre 30º y 45º. Este tipo de fracturas se origina en formaciones de mediana compactación y dureza mediana como las areniscas de dureza mediana 30º < α = 45º. c) Fracturas verticales.- Son aquellas cuyo Angulo de inclinación son mayores a 45º y menores a 90º este tipo de fracturan se originan generalmente en formaciones duras y compactas donde se requiere presiones altas para el fracturamiento 45º < α < 90º Y son utilizados para fracturas de formaciones duras compactas y volumétricas que requieren generalmente de un fracturamiento que puede ser masivo con entrada limitada para incrementar la capacidad productiva de los pozos, este tipo de arenas son características de formaciones constituidas dolomitas arenas de sílice o calcita. 6. MECANISMO DEL FRACTURAMIENTO: El mecanismo de fracturamiento esta basado en el siguiente procedimiento: Aplicar Presión a la formación hasta su ruptura usando F adecuado para transmitir la PH cuando se bombea el fluido de fracturamiento con la siguiente secuencia de trabajos: - Rompimiento de la formación que se obtiene bombeando FF sin fase sólida; para esta operación el volumen debe ser calculado exactamente para no originar efecto de fluencia hacia sectores sin daño. Las Presiones de desplazamiento deben también ser calculadas en función a la dureza de las rocas. a) Rompimiento de la formación, para este proceso se utiliza fluido sin fase solidad para lo cual el volumen debe ser calculado con exactitud para no originar efectos de fluencia hacia sectores sin daño. Las presiones de desplazamiento deben también ser calculadas en función a la dureza de las formaciones. b) Se bombea FH fase liquida mas fase solida para introducir el volumen calculado a las fracturas ya abiertas con el objeto de completar el trabajo y estabilizar las dimensiones de sus fracturas, o sea, altura (H), ancho (A) y longitud (L). Las fracturas generadas deben alcanzar en sus dimensiones generadas. c) Luego del tiempo de estabilización se despoja la presión y se bombea lentamente un volumen de fluido de desplazamiento para definir y ayudar a la penetración profunda del fluido de fractura hasta las alas de la fractura. Este volumen es exactamente calculado y es igual a: VFD = VTb + VFP Terminando esta operación se despojan las presiones se corre registros para verificar el fracturamiento. 6.1. CALCULOS DE LOS PARAMETROS DE FRACTURAMIENTO: Para preparar un programa de fracturamiento se calcula los siguientes parámetros: 1º Cálculo de la presión de fracturamiento (Pf) Se denomina también presión de tratamiento que esta en función la gradiente de las formaciones productoras que se calcula con la ecuación: G = Pfo/H [psi/ft] Donde: Pfo=Presión de fracturamiento de la formación y H=altura de la arena productora.

Luego se calcula la presión de fracturamiento que debe aplicarse a la formación para originar su rompimiento y la circulación del fluido de fracturamiento hasta la profundidad de tratamiento con la siguiente ecuación: Pf=Pf(i) + Ph(ff) + Pp(tb) + Pp(bl)…..(1)

Cuando todo el volumen del fluido de fracturamiento ha penetrado a la zona de tratamiento y el sistema de circulación (tubería +fondo pozo), esta lleno de fluido de desplazamiento las pérdidas por fricción se hacen igual a cero, o sea: Pf(tb) = 0 y Pp(bl) = 0 luego la ecuación (1) es igual a: Pf = Pf(i) + Ph(ff) Siendo esta la ecuación final para todas las formaciones donde: Pf(i)= presión inicial de fractura(psi) Ph(ff)= presión hidrostática que origina el fluido de fractura(psi) Pf(tb)= Perdidas de presión en el tubing o cañería Pp(bl)= Perdida de presión en los agujeros de los baleos Durante este proceso cuando termina la inyección del volumen total del fluido de fractura, las formaciones presentan tendencia a cerrarse otra vez por efecto de la presión litostatica, efecto que debe ser contrarrestada aplicando en superficie un valor de presión de confinamiento (Pc) sosteniendo el valor con las bombas de desplazamiento y fluidos de desplazamiento lleno en el interior de la tubería sin variar las presiones ni el volumen que ha sido calculado en el programa. Esta operación sirve para balancear las fuerzas hidráulicas entre el fluido de fracturamiento y el petróleo contenido en las arenas hasta obtener la estabilidad de las fracturas abiertas por efecto de la fase sólida. La presión de confinamiento se calcula con la siguiente ecuación: Pc = Pf +Ph (FD); Donde Ph (FD)= presión hidrostática q ejerce el fluido de desplazamiento 2º Cálculo de la presión final de tratamiento Es la presión máxima que se ejerce al finalizar la inyección después del fracturamiento para desplazar todo el volumen del FF hasta la profundidad máxima de la alas de las fracturas y se calcula con la siguiente ecuación: PFT=Pf+Pf(tb)+Pfb+Ph

(2)

Donde: PFT= presión final de tratamiento Pf= presión de fracturamiento; pftb= perdida de presión en la tubería o cañería; Pfb= perdida de presión en los baleos; Ph= presión hidrostática del fluido de desplazamiento Durante el tratamiento para desplazar todo el volumen del fluido de fracturamiento se utiliza una bomba hidráulica de desplazamiento que tiene diseño especial para bombear la mezcla y cuya potencia se calcula con la siguiente ecuación:

Potencia de la bomba HHP = (Q*Pb*Eh)/1714 Donde: Q = caudal del Fluido de desplaza [GPM]; Pb = Presión de bombeo [psi]; Eh = eficiencia hidráulica de la bomba [%] Continuando con el diseño del programa las pérdidas de presión por fricción se calcula con las siguientes ecuaciones: a) PFtb = 1.008[(Qi*d FF * VIscFF)/D^4] para fluido laminar PFb = 1.405[(Qi^1.79*d FF*Viscosidad FF^0.209)/D^4.791] para fluido turbulento Donde: Qi=caudal de inyección del FF [GPM]; d=densidad [LPG]; D=diámetro del tubing o cañería [plg] b) Para calcular las perdidas de presión en los baleos se utiliza también la siguiente ecuación: PFb = 0.2369 [(Qi^2*visc FF)/Nº*D^2*α]

Donde: Nº=numero de baleos limitados en el nivel de tratamiento; D = diámetro del tubing [plg]; α = coeficiente del equipo o coeficiente de descarga del equipo de bombeo;

Qi = [GPM] El número de baleos proporciona el caudal máximo que ingresa al nivel de tratamiento y es igual a la siguiente relación: Nº=Qi/q entonces q=Qi/Nº Donde q=Es el caudal que ingresa por cada baleo [GPM] Reemplazando los valores calculados en la ec. (2) se tiene la P (FT) que varia de acuerdo al método de (FH) o sea se trata de fracturamiento masivo o con entrada limitada. 6.2. CALCULO DE LA GEOMETRIA DE LAS FRACTURAS GENERALES: La geometría natural de las fracturas que depende de la penetración y la profundidad y tipo de arena productora y presión de formación Se modifican en sus dimensiones cuando la formación es sometida al fracturamiento debido a que aplicando el caudal y la presión con que se desplazo el FF se obtiene las dimensiones finales que esta definida por la altura. HF= altura de las fracturas LF= longitud de las fracturas AF= ancho de las fracturas. Que definen la dimensión de las zonas fracturadas Para calcular la geometría de las fracturas se utiliza el método de PARKINS que señala el siguiente procedimiento: 1ro Se asume como altura de las fracturas la ultima total del nivel de la arena que va a ser fracturada utilizando cualquiera de los 2 métodos.

2do Que la longitud (LF) de las fracturas es igual a la profundidad máxima que abarca con las alas de las fracturas y se calcula con la siguiente ecuación: LF = 0.5 [Qi*t/HF]; t = tiempo de fracturamiento (min) Qi =caudal de inyección de FF (GPM); HF = altura de las fracturas (pies) 3º Obteniendo los valores de la altura de las fracturas y longitud de las fracturas el área de las fracturas se calcula con la siguiente relación: AF=2(HF*LF); 2 es factor de seguridad para llenar totalmente el área de fracturamiento con el FF. El ancho de la fractura se calcula con la siguiente ecuación AF: a) Para flujo laminar AF=0.12*[(Qi^2*Viscosidad FF*LF)^0.25/E] b) Para flujo turbulento AF=0.12*[(Qi^2*d FF*LF)^0.25/E] ;d=densidad Donde: E=modulo de Young de la roca petrolífera cuyo valor fluctúa de acuerdo a la dureza de las arenas productoras, o sea: E=1.3*10^6 Para formaciones duras y compactas como las arenas silícicas y de cuarzo. 6.3. CÁLCULO DEL VOLUMEN FINAL DEL FF: Es equivalente al volumen total de las fracturas originadas en la zona de tratamiento y se calcula como el producto de sus tres dimensiones, o sea: VTF =aF*AF=2(LF*HF)AF Para llenar este volumen de fractura total, el volumen de FF que se requiere se calcula con la siguiente ecuación: VF(FF) =2*ds*VFT Donde: ds = es el diámetro de la fase sólida en mm Remplazando los términos se tiene: V F(FF) =2ds*2(LF*HF*AF)=4ds*(LF*HF*AF) = volumen final de fracturamiento Finalmente el tiempo de fracturamiento se calcula con la siguiente relación: T (F) =V F(FF) *RF Donde RF=régimen de flujo que esta en función de la capacidad de la bomba (constante del equipo) Para flujo laminar Rf=0.32; para flujo turbulento R>0,32 hasta 0,75

7. CALCULO DE LOS COEFICIENTES DE CONTROL DEL FF: Son 3 los coeficientes que definen al fluido y se cuantifican en función a las perdidas de fluido por filtrado que se origina en el interior de las formaciones en el instante en que se termina el bombeo y se presiona con el fluido de desplazamiento, depende de la viscosidad. Los coeficientes se calculan con las siguientes ecuaciones: 1ro Coeficiente de viscosidad.- el parámetro que mide el mantenimiento del volumen del FF en el interior de las arenas tratadas para obtener mínimo o cero filtrado y la ecuación es la siguiente: C1=0.0469 [(Ke*Φe*ΔP)/ViscocidadFF]^0.5 Donde: Ke=permeabilidad efectiva [md]; Φe = Porosidad efectiva [%]; ΔP = presión diferencial entre (Pf) y la (Pfo) [psi] Pf>Pfo

2do Coeficiente de compresibilidad.- mide la resistencia que ofrece el FF al efecto del asentamiento que puede originarse al finalizar el bombeo del fluido principalmente si no se aplica en forma correcta la expresión de desplazamiento con el fluido de intervención se calcula con la siguiente ecuación: C2=0.037 [Ke*Φe *ΔP*Cc/ViscocidadFF]^0.5

Donde: Cc= coeficiente de compresibilidad del FF y es función de la dureza de la fase sólida. Se determina en laboratorio 3ro Coeficiente de filtrado.- Se mide directamente en laboratorio comprimiendo al FF en un filtro prensa y el valor del agarre que se obtiene mide el coeficiente de filtrado. Un buen FF debe tener enjarre cero o un valor mínimo de 0.001. Con estos 3 valores el coeficiente final de FF se calcula con la siguiente ecuación: 1/C=1/C1+1/C2+1/C3

[1/Nº] Nº=NUEMRO DE BALEOS

CALCULO de la producción con el FF El volumen de producción que se obtiene con el método de fracturamiento hidráulico esta en función de las dimensiones actuales de las fracturas y se calcula con las siguientes ecuaciones: Caudal de producción antes del fracturamiento: Qo=0.00708*((Ke(o)*h*(Ps2-Pw2))/Visco*Bo*Ln(rs/rw)) Caudal de producción después del fracturamiento: Qio=0.00708*((Ke(a)*h*(Ps2-Pw2))/Viscosidad*Bo*Ln(rs/rw))

Dividiendo las ecuaciones se tiene: Qo/Qio=Ke(o)/Ke(a) => Qi(o) = (Ke(a)*q(o))/Ke(o)

Conclusión

Bibliografía