fractura hidraulica

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Contenido
Qué es un Fracturamiento Hidráulico 1
Antecedentes 3
Objetivos 6
Beneficios 7
Orientación de la fractura 7
Factores que influyen en la fractura 10
GEOMETRIA DE LA FRACTURA 15
Hidráulica de fracturamiento 18














Qué es un Fracturamiento Hidráulico


Es el proceso mediante el cual se inyecta 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 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.
Un tratamiento de fracturamiento 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 sólido 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 inyectividad 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 es importante 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 de 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).


Antecedentes

Inyección de volúmenes de 200 a 400galones de fluido con media libra de arena por galón.
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.
Muchas veces se inyectaban volúmenes de 1500 a 2000 galones considerándose un trabajo arriesgado para la época.
Estos trabajos de inyección y fracking dieron como resultado el aumento paulatino de las tazas y presiones de fracturamiento.
Hoy en día los fluidos de fracturamiento gelatinosos son preparado en superficie e inyectados al pozo a presiones máximas de unos 20 mil PSI (libras por pulgada cuadrada) encabeza de pozo, esto es 666 veces más 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, pero en Estados Unidos se conocen trabajos con la adición de hasta 1 millón 500 mil libras.















Objetivos

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.
Retarda el efecto de conificación del agua.
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 completación se filtran dentro del reservorio y alteran los poros y el espacio poroso. Cuando un fracturamiento hidráulico no es diseñado adecuadamente, este podría ser antieconómica si es que exitoso.




Beneficios
Disminución del daño.
Aumento de la conductividad.
Mayor área de flujo.
Mejoramiento de la producción.

Orientación de la fractura

La fractura se crea y se propaga siempre en sentido perpendicular al de menor esfuerzo de la roca.
La orientación puede ser:
horizontal
Vertical
Inclinada








Factores con mayor influencia en la orientación de la fractura:
Esfuerzos locales.
La presión de los poros.
El módulo de Poisson.
El módulo de Young.
Compresibilidad de la roca.


Es importante resaltar que la orientación de la fractura está íntimamente ligada al estado original de esfuerzos in-situ y al mecanismo que la genera. El caso que aquí nos ocupa es donde el estado original de esfuerzos cumple la siguiente condición:
σv ˃ σH ˃σh
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 al esfuerzo mínimo.







Las fracturas hidráulicas se inician y propagan a lo largo de un plano preferencial de fracturamiento. En la mayoría de los casos, el esfuerzo mayor se presenta en la dirección vertical, por lo que el PFP es vertical y yace en la dirección del siguiente esfuerzo mayor, el esfuerzo horizontal máximo.

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.

Si la formación es homogénea, el crecimiento tiende a ser radial.



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.









In situ Stresses:
Pruebas de Resistencia de la formación
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 expresada en la densidad de fluido equivalente, lbs. /gal.
Prueba de integridad de la formación (FIT)
Presurizar la columna de fluido 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.
Presión de sobrecarga
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
Presión de Poros
Presión que 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






Relación de Poisson
Relación de la expansión lateral a la contracción longitudinal de una roca bajo de una fuerza uniaxial.





Modelo 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.
Cr=1Vr Pr

Compresibilidad de los poros, Cp: Cambio fraccional en el volumen poroso de la roca por unidad de cambio depresión
Cp=1 P
Valores promedio de compresibilidad
Arena consolidada
4-5x10^-6 lpc-1
Calizas
5-6x 10^-6 lpc-1
Arenas semi-consolidadas
20x10^-6 lpc-1
Arenas no consolidadas
30x10^-6 lpc-1
Arenas altamente no consolidadas
100x10^-6 lpc-1

Compresibilidad de un Yacimiento Ct= SoCo+SwCw+Sgcg+Cf

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=KICπAc

To = Esfuerzo de tensión de la roca.
Ac = Área del defecto mas grande.
Kic= Toughness de la fractura.


También se conoce como factor de intensidad de esfuerzos críticos. Los valores más frecuentes son:


GEOMETRIA DE LA FRACTURA

La geometría de la fractura creada puede ser aproximada por modelos que tomen en cuenta:
Propiedades mecánicas de la roca.
Propiedades del fluido fracturante.
Condiciones a las cuales el fluido fracturante es inyectado (tasa de inyección y presión).
Esfuerzo de la formación.
Distribución de esfuerzos en el medio poroso.
Estos conceptos son necesarios no solamente para la construcción del modelo del proceso de la fractura en sí, sino también en la predicción del crecimiento 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 pseudo tridimensional (p-3-D).
Modelos tridimensionales (3-D).
Modelos en dos dimensiones: Determinan el ancho (W) y la longitud de la fractura (XF) la hipótesis genera un paralelepípedo.
PKN (Perkins - Kern y Nordgren): Para longitudes de fractura mucho mayores que la altura de la fractura.
Xf >> hf
KGD (Khristianovic-Zheltov y Geertsma de Klerk): Para longitudes de fractura mucho menores que la altura de la fractura.
hf >> xf
Modelo radial: La altura es igual a dos veces la longitud de fractura.
2xf = hf


Modelos en tres dimensiones
Responde a las limitaciones de los modelos 2- D en relación a la forma de fractura en cuanto tiene que ver con la altura de esta.





Modelo PKN
Considera la fractura de una forma elíptica en el eje vertical del pozo.

Características importantes:
En ambas direcciones el ancho es mucho menor que las otras dimensiones de la fractura: altura y longitud.
La geometría elíptica, aunque no es enteramente verdadera, es una aproximación acertada.
La altura de la fractura es constante.
La longitud es mayor que las otras dimensiones de la fractura: altura y ancho.
Modelo KGD
Supone una Altura mucho mayor que la longitud de la fractura hf>>Xf. Este modelo es semejante al PKN pero con un giro de 90 .El modelo KGD no será recomendado para el caso donde grandes fracturas en la formación productora se generan con el tratamiento de fracturamiento hidráulico.


Hidráulica de fracturamiento
Durante la operación:
Bombear pre colchón de salmuera
Fluido que produce la fractura
Bombeo del tratamiento
Para controlar la operación:
Presión
Gasto
Dosificación del apuntalante
Dosificación de aditivos
Condiciones del fluido fracturante

Fluidos fracturantes
Propiedades que debe de cumplir:
Bajo coeficiente de pérdida
Fácil remoción
Compatibilidad con fluidos
Mínimo daño a k de la formación y fractura
Alta capacidad de transporte del apuntalante
Bajas pérdidas de P por fricción en la tubería y altas en la fractura
Fluidos Apuntalantes:
Propiedades que debe de cumplir:
Resistencia
Densidad
Redondez y esfericidad
Distribución y tamaño del grano
Cantidad de finos e impurezas





Factores influyentes:
Presiones de estimulación
Cálculos de fricción
Tamaño de las Perforaciones
Numero de perforaciones
Caudal de inyección
Durante el proceso se deben monitorear:
Presión de rotura: es el punto en que la formación falla y se rompe
Presión de bombeo: es la necesaria para extender la fractura
Presión de cierre instantánea: es la que se registra al parar el bombeo
Presiones de Estimulación
Presión de fractura: Es la necesaria para mantener abierta la fisura y propagarla más allá del punto de falla. Pueden varias durante la operación. La presión para extender la fractura se calcula de acuerdo a: Pef = Pci + Ph
BHPF = GF * Profundidad

Presión hidrostática: Densidad del fluido multiplicada por la profundidad y un factor de conversión.
Ph= 0,052* Densidad F * Profundidad



Presiones de Estimulación
Regímenes de flujo:
Flujo Tapón.
Flujo Laminar
Flujo Turbulento.
Flujo Transicional.
Número de Reynolds
Número de fricción de fanning.
Fluidos Newtonianos

Factor de fricción de Fanning



Fluidos no Newtonianos

Fricción en perforados

Corrección por efectos de erosión en la perforación
"C" es conocida como "coeficiente de descarga" está basado en los efectos del túnel de la perforación. Los valores varían entre 0.6 al inicio del tratamiento hasta 0.9 al final del mismo.
Fricción cerca al pozo:

Fricción a través de los disparos.
Tortuosidad.
Desalineamiento de fases.



Presión de tratamiento en superficie: Ps= Pef + Pfrict + Pfricp – Ph
Potencia Hidráulica: Phid= (Ps*Q)/ 40.8
Tortuosidad: Camino "retorcido" que conecta el pozo al cuerpo principal de la fractura.

Presiones de estimulación
Presión de cierre: Presión a la cual la fractura se cierra.es usualmente obtenida del análisis de la declinación de presión durante el minifrac.

Presión neta: Variable que nos ayuda a determinar la geometría de la fractura durante la operación.