Fracturamiento hidraulico tema 5

1. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Por: ALEJANDRA NAVAS DIANA RAMÍREZ CARLOS ROZO CESAR BERNAL DIEGO TRUJILLO

2. DEFINICIÓN DE FRACTURA Fractura  es la separación bajo  presión en dos o más piezas de un cuerpo sólido. La palabra se suele aplicar tanto a los cristales o materiales cristalinos como a los cuerpos rocosos o simplemente a la superficie tectónica de un terreno. En la industria petrolera, se busca inducir fracturas a las formaciones de interés, para alterar características físicas, como la permeabilidad, buscando así mejorar las tasas de recobro, dentro del proceso de explotación de un yacimiento determinado.

3. ESQUEMA DE FRACTURAS.

4. QUE ES FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO? El fracturamiento hidráulico consiste en la inyección de un fluido fracturante , altamente viscoso, por encima de la presión de fractura de una formación, con el objeto de generar en ella canales de flujo (fracturas) y colocar un elemento de empaque (arena) que permita incrementar la conductividad de la formación y, por ende, el flujo de fluidos hacia el pozo.

5. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO Es la propagación de fracturas en una roca a causa de un fluido presurizado. E stas fracturas hidráulicas son utilizadas para mejorar o posibilitar la extraccion de petroleo o gas desde el subsuelo . Este tipo de trabajo es realizado desde el pozo perforado en los puntos o profundidades deseadas . La energia de la inyeccion del fluido a altas presiones , crea nuevos canales en la roca , la cual mejora su permeabilidad y se hace mas suceptible a la extraccion de hidrocarburos .

6. Esta técnica se utiliza básicamente para lograr el incremento de la conductividad del petróleo o gas y para reducir o eliminar el efecto de daño en los pozos. También se utiliza para controlar la producción de arena en formaciones poco consolidadas y para atenuar la velocidad de deposición de materiales que dañan la formación (asfáltenos, parafinas y arcillas migratorias). FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

7. Es la propagación de fracturas en una roca a causa de un fluido presurizado. E stas fracturas hidráulicas son utilizadas para mejorar o posibilitar la extraccion de petroleo o gas desde el subsuelo . Este tipo de trabajo es realizado desde el pozo perforado en los puntos o profundidades deseadas . La energia de la inyeccion del fluido a altas presiones , crea nuevos canales en la roca , la cual mejora su permeabilidad y se hace mas suceptible a la extraccion de hidrocarburos . FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

8. El fracturamiento hidraulico es tambien considerada una herramienta para realizar una adecuada administracion del yacimiento , que en estos ultimos tiempos ha dado resultados satisfactorios . Un fracturamiento selectivo , con buena planeacion optimiza la recuperacion de reservas y controla la produccion en los yacimientos de hidrocarburos , tanto de petroleo como de gas. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO

9. BREVE HISTORIA DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO. El primer fracturamiento fue realizado en Kansas, a finales de 1940 y el propósito fue incrementar la producción de un pozo marginal . En la década de 1950 realizar este tipo de tratamientos tiene gran impacto tanto en pozos de petróleo como de gas. A mediados de los 1980 incrementa, nuevamente la aplicación del fracturamiento hidráulico como resultado del conocimiento científico de los modelos de comportamiento de la fractura en la formación productora, además ayudo el hecho de realizar el fracturamiento hidráulico masivo ( mhf ). La tendencia consistía en fracturar formaciones con permeabilidades muy bajas

10. Con las capacidades modernas del fracturamiento mejorado, como es el caso de fracturar formaciones con permeabilidades entre moderadas y altas, con la técnica conocida como “Frac & pack” y el hecho de disminuir los costos han permitido considerar al tratamiento hidráulico como un tipo de terminación para los pozos petroleros . En la actualidad técnicas como tratamientos sucesivos, o métodos combinados de estimulación y control de arenas son realizados usando como base el fracturamiento de las formaciones utilizando la fuerza hidráulica. BREVE HISTORIA DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO.

11. EVOLUCION DEL FRACTURAMIENTO Inicialmente los primeros tratamientos se mantuvieron dentro de limites muy conservadores . Inyeccion de volumenes de 200 a 400 galoners de fluido con media libra de arena por galon . Con velocidades de 2 a 4 barriles por minuto era considerado como un tratamiento promedio , y el doble de esas cantidades era ya un trabajo grande . En ocasiones un operador se arriesgaba a realizar un tratamiento con 1,500 o 2000 galones por minuto y se le consideraba muy arriesgado . Estos trabajos de inyeccion y fracking dieron como resultado el aumento paulatino de las tazas y presiones de fracturamiento .

12. EVOLUCIÓN DEL FRACTURAMIENTO A medida que las tasas aumentaban se experimenta con fluidos de menor viscosidad , lo que reduce los costos y da muy buenos resultados . A finales de 1952 se popularizo el uso del metodo de fracturamiento hidraulico y comenzaron a desarrollarse nuevas tecnicas . Los tratamientos realizados en 1975 mostraron en promedio 37000 a 45000 libras de arena, en un promedio de 1,25 libras por galon . En el presente los tratamientos difieren mucho a los de hace 25 a ños , se bombean 200,000 a 500,000 galones de fluido y 500,000 o 1’000,000 de libras de arena.

13. OBJETIVOS DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO. Por que fracturar? El proceso de fracturamiento hidráulico de un pozo, debe reunir una o mas de las siguientes razones. Desviar el flujo: Normalmente se desea desviar el flujo de produccion normal, cuando existe algun tipo de dañ o en las vecindades del pozo , este da ñ o conocido como skin damage evita que se desarrolle una explotacion adecuada del reservorio por lo que el objetivo es retornar el pozo a su productividad normal. Extender una ruta : Existen rutas preferenciales dentro del reservorio que aportan gran cantidad de flujo al pozo , el objetivo al fracturar la formacion es hacer que estos canales extiendan su alcance dentro del yacimiento , para llegar a lugares con alta saturacion y poca permeabilidad .

14. OBJETIVOS DEL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO Alterar el flujo : se busca alterar el tipo de flujo que se lleva a cabo en el pozo . Esto permite que se realice una adecuada gestion en la administracion del yacimiento .

15. BENEFICIOS DEL FRACTURAMIENTOHIDRAULICO

16. FACORES QUE AFECTAN EL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

17. ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA L a orientación de la fractura está íntimamente ligada al estado original de esfuerzos in-situ y al mecanismo que la genera.

18. ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA El caso que aquí nos ocupa es donde el estado original de esfuerzos cumple la siguiente condición:   Bajo esta condición y para el caso particular donde la fractura hidráulica es generada por tensión, la orientación de la fractura estará en dirección perpendicular a, como lo ilustra la Figura 1 , independientemente de las condiciones de terminación incluyendo la orientación preferencial de los disparos. Figura 1. Orientación de la fractura creada por tensión.

19. ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA. La fractura de una roca se realiza perpendicularmente al mínimo esfuerzo y por lo tanto en la mayoría de pozos, la fractura es vertical . Si la tasa de bombeo se mantiene superior a la tasa de pérdida de fluido en la fractura, entonces la fractura se propaga y crece, como se observa en la Figura.

20. ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA La perdida de fluido en la fractura es el resultado de un balance volumétrico . Una parte del volumen del fluido abre la fractura y otra invade las vecindades de la misma . Inicialmente se inyecta solo fluido pues se espera a que se abra la fractura para comenzar a adicionar el material soportante .

21. ORIENTACI Ó N DE LA FRACTURA Si la formación es homogénea, el crecimiento tiende a ser radial. Rara vez crece más de 300 pies en longitud. El ancho es independiente de la reología , depende de la elasticidad. Se inicia en la roca permeable y crece a la impermeable.

22. ORIENTACION DE LAS FRACTURAS

23. FACTORES QUE AFECTAN EL FRACTURAMIENTO. Factores en el sistema roca fluido : - Fluido de inyección y fluido a producir - Compatibilidad de los fluidos - Humectabilidad - Gravedad API - Composición del Agua - Profundidad - Gradiente de Fractura (variación pe la presión de fractura con la profundidad y tasa de inyección) - Porosidad - Saturaciones - Permeabilidad - Presión de Yacimiento - Contactos Gas-Petróleo y Petróleo-Agua - Litología - Mineralogía - Espesor - Temperatura

24. FACTORES QUE AFECTAN EL FRACTURAMIENTO Datos del Pozo ‡ Integridad del r evestidor y del Cemento ‡Intervalos abiertos a Producción Profundidad Registros disponibles Configuración mecánica Características del Cañoneo Trabajos anteriores en el pozo y en pozos vecinos Geometría de la Fractura ‡Esfuerzo mínimo en sitio. Relación de Poisson Módulo de Young Presión de Poro ( yacimiento)

25. GEOMETRIA DE LA FRACTURA Determinar la geometria de la fractura antes, durante y despues es importante para evaluar el comportamiento y propagacion del fracturamiento , ademas de evaluar la viabilidad del proyecto . para lo anterior se utilizan modelos de simulacion que nos permitan caracterizar la geometria del fracturamiento . Para estudiar la geometria de las fracturas se tienen las siguientes consideraciones : Material isotrópico y homogéneo . ‡ Comportamiento elástico lineal . ‡ Reología conocida.

26. MODELOS GEOMETRICOS Modelos 2-d Son aproximaciones analiticas que suponen altura constante y conocida . Para longitudes de fractura mucho mayores que la altura modelo (Perkins & Kern) PKN Para longitudes mucho mayores a la altura modelo KGD Modelo radial 2xf=hf. Crecen tanto altura como longitud .

27. MODELOS GEOMETRICOS MODELOS 3-D Los modelos 3D solventan las limitaciones impuestas en el desarrollo de los modelos de dos dimensiones . Un modelos 3D completo es complejo por que requiere de una cantidad significativa de datos para justificar su uso y un analisis mucho mas detallado . Existen modelos KGD y PKN

28. HIDRÁULICA DEL FRACTURAMIENTO Para hablar acerca de la hidraulica del fracturamiento debemos introducir algunos terminos relacionados con la mecanica de esfuerzos : Modulo de elasticidad de young :  es un tipo de  constante elastica  que relaciona una medida relacionada con la tensión y una medida relacionada con la deformación . El coeficiente de Poisson : corresponde a la razón entre la elongación longitudinal y a la deformación transversal en un ensayo de tracción. Alternativamente el coeficiente de Poisson puede calcularse a partir de los módulos de elasticidad longitudinal y transversal. Deformación y esfuerzos: La roca al someterse a una carga se deformará cumpliendo la ecuación de elasticidad: W=EI W=esfuerzo E = Módulo de elasticidad de Young I= deformación Los esfuerzos en una dirección generan deformaciones en otras direcciones

29. FACTORES QUE LO INFLUENCIA • Presiones de Estimulación • Cálculos de fricción – Fricción en los tubulares – Fricción en los punzados – Tortuosidad (FNWB) – Fricción del fluido de fractura viajando a través de la misma ( Far -Field) • Entrada limitada – Número de perforaciones – Tamaño de las perforaciones – Caudal de Inyección

30. PRESION DE ESTIMULACION: Presión de Fractura La presión de fractura en fondo de pozo (BHFP) es igual al gradiente de fractura por la profundidad. BHFP = Gradiente de fractura X Profundidad BHFP es igual a la presión instantanea al cierre ( ISIP) en la superficie + la presión hidrostática ( Ph ) en la cara de la formación. BHFP = Presion instantanea al cierre + Presion hidrostatica

31. La presión de fractura en fondo ( BHFP) es igual a la presión de tratamiento en superficie (STP) “+” la presión hidrostática ( Ph ) “-”menos la caída de fricción total ( Pf ) BHFP = Presion de Tratamiento en Superficie + Presion hidrostatica – Caida de la Friccion total La caída de presión total es igual a las perdidas en las tuberias ( P f pipe ) “+” perdidas de fricción en los punzados ( Pfperf ) “ + ” las perdidas de fricción cerca del pozo ( near-wellbore friction / Pfnwb ) Pf = Perdidas Tubulares + Perdidas de friccion en los punzados + Perdidas de friccion cerca del pozo PRESION DE ESTIMULACION: Presión de Fractura

32. La presión hidrostática (psi) es igual a un factor de conversión (0,052) multiplicado por la profundidad vertical ( LF / en ft) y multiplicado por la densidad de fluido ( en lb/gal ). PH = Densidad del Fluido lb /gal . X Profundidad vertical X 0.052 PRESION DE ESTIMULACION: Presión de Fractura

33. PERDIDAS DE PRESION POR FRICCION Las perdidas de presión por fricción en los tubulares es usualmente determinada de cartas obtenidas en pruebas de laboratorio . Las perdidas de presión por fricción en los punzados es usualmente determinada de cartas obtenidas en pruebas de laboratorio . • La presión de tratamiento en fondo (BHTP) es igual a la presión de tratamiento en superficie “+” la presión hidrostática “ –” las perdidas de fricción totales. BHTP = STP + Ph - Pf

34. RESUMEN DE LAS FORMULAS STP = BHFP - Ph + Pf Pf = Pfpipe + Pfperfs + Pfnwb BHFP = ISIP + Ph BHFP = Frac Gradient X Depth BHFP = STP + Ph - Pfpipe - Pfperf - Pfnwb STP = Presion de tratamiento Superficie BHFP = Presion de Fractura en el Pozo Ph = Presion Hidrostatica Pfpipe = Perdidas en los Tubulares Pfperf = Presion por Friccion en los punzados Pfnwb = Perdidas de Presion cerca del Pozo ISIP = presión instantanea al cierre Gradientes de Fractura 0 - 4,000 ft 0.90 psi/ft 4,000 - 6,000 ft 0.80 psi/ft 6,000 - Deeper 0.70 psi/ft

35. PROCESO DE FRACTURAMIENTO HIGRÁULICO PRESION TIPO DE FLUIDO (bombeo) Aplica presión mayor a la P de fractura de la roca. Continúa aplicando presión para extender la fractura. Precolchón (salmuera o gelatina lineal) Colchón de gelatina bombeo del tratamiento CONTROL DE LA OPERACIÓN Presión Gasto Dosificación del apuntalante Dosificación de aditivos Condiciones del fluido fracturante Presión de ruptura. Presión de bombeo Presión de cierre instantánea

36. PRESIONES DE ESTIMULACIÓN FRICCION EN TUBULARES Regímenes de Flujo – Flujo Tapón – Flujo Laminar – Flujo Turbulento – Flujo transicional Número de Reynolds Número de fricción de Fanning

37. NÚMERO DE REYNOLDS Número de Reynolds - Fluidos Newtonianos Donde: Q =Caudal, bpm ρ= densidad, lb/gal d= diámetro interno de la tubería, inch μ= viscosidad, centipoise ( cp ) N R <2000 flujo laminar, N R >4000 flujo turbulento.

38. NÚMERO DE REYNOLDS

39. FACTOR DE FRICCION FANNING: FLUIDOS NEWTONIANOS

40. FRICCIÓN EN TUBULARES Fluidos Newtonianos Pf = Fricción en Tubulares, psi L = Longitud del tubular, feet ρ = Densidad, lb/gal Q=caudal , bpm d = Diámetro interno del tubular, inch f = Factor de fricción de Fanning El factor de fricción de Fanning depende del Número de Reynolds (NR)

41. NUMERO DE REYNOLDS Fluidos no- Newtonianos d = Diámetro interno del tubular, inch V = Velocidad del fluido, ft/ sec ρ = Densidad del fluido, lb/gal K ’ = Indice de consistencia, lb- secn ’/ sq ft n ’ = Indice de comportamiento de flujo Q = Caudal, bpm Re entre 2100 y 3500 que dependen del índice de comportamiento de flujo n

42. FRICCION EN TUBULARES Pf = pérdida de presión, lpc L = longitud de la tubería, pies ρ = densidad, lb / gal V = velocidad del fluido, m / s D = diámetro interior del tubo, pulgadas f = factor de fricción de  Fanning Factor de fricción de Fanning  depende del número de Reynolds (NR)

43. FRICCIÓN EN PERFORADOS Rate = caudal en BPM Perf   = perdida por   fricción psi ID=   diámetro interno en pulgadas E s una constante que concentra una variable conocida como coeficiente de descarga la cuál esta basada en los efectos del túnel perforado .

44. FRICCION EN PERFORADOS Q = caudal, lpm D = densidad del fluido, lb / gal C = coeficiente de descarga de perforación H = diámetro de la perforación, pulgadas

45. FRICCION EN PERFORADOS Ecuación Modificada de Cramer Compensa por efectos de la erosión de la perforación “K” es conocida como “coeficiente de descarga” esta basado en los efectos del tunel de la perforación. Los valores varían entre 0.6 al inicio del tratamiento hasta 0.9 al final del mismo.

46. FRICCION EN PERFORADOS Q = caudal, lpm D = densidad del fluido, lb / gal C = coeficiente de descarga de perforación H = diámetro de la perforación, pulgadas Pfperf  = presión por fricción de perforación, psi

47. TORTUOSIDAD Definida como la restricción en las cercanias del pozo para iniciar y orientar la fractura.

48. FAR FIELD FRICCTION Definida como la fricción del fluido mientras viaja a lo largo de la fractura

49. PRESION DE CIERRE Definida como la presión a la cuál la fractura se cierra • Cabe destacar que no es: – Presión de cierre instantaneo (ISIP) – Esfuerzo mínimo horizontal ( hmin ) – Menor esfuerzo principal (min ) – Gradiente de Fractura – Presión de Propagación de la fractura • Es usualmente obtenida del análisis de la declinación de presión durante el minifrac . • Una vez que se conoce la presión de cierre, esta puede ser usada para determinar el tiempo de cierre el cual es usado para determinar la eficiencia del fluido. • La presión de cierre es requerida para definir la presión neta durante la inyección del tratamiento principal.

50. PRESION NETA Es una variable que nos ayuda a determinar la geometría de la fractura durante la operación . • pnet = pfracture - pclosure • pnet = psurface gauge + phydrostatic - pfrictiontotal - pclosure • pfrictiontotal = pfriction pipe+pfrictionperforations + pnwb

51. GRACIAS