07 02 estimulaciones - fractura hidráulica v2.ppt

8/12/2019 07 02 Estimulaciones - Fractura Hidrulica v2.ppt

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ESTIMULACIONES DE POZOS


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FRACTURA HIDRULICA


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INTRODUCCIN

A partir de 1932 las estimulaciones de pozos en base a cidosfueron comunes para incrementar la productividad de los mismos

Pero estas estimulaciones no eran efectivas donde el cido noreaccionaba con la formacin

La fractura de una formacin y, usualmente, la abruptareduccin de la presin de bombeo con incrementos en los

caudales de inyeccin era conocida pero sin saberse los motivos

Durante la mitad de la dcada del 40, la Stanolind Oil and GasCompany investig y desarroll la metodologa de la fracturahidrulica


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INTRODUCCIN

La primera operacin como tratamiento especfico deestimulacin, se realiz en el pozo Klepper N 1, en el yacimientoHuggoton, de Kansas (USA) en julio de 1947. Se estimularon 4

zonas calcreas entre 2.300 y 2.600 pies de profundidad. El fluidofracturante usado fue napalm

La primera patente se le otorg a R. F. Farris en 1948 y J. B.Clark present un estudio sobre el tema

El estudio, Hydrafrac,hacia referencia a un fluido viscoso, enbase petrleo, transportando arena, como agente de sostn,utilizado para fracturar hidrulicamente una formacin productiva


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DEFINICIONES

La fractura hidrulica es un tcnica de estimulacin de pozos quesomete a una formacin a la presin hidrulica necesaria paralograr su ruptura

Una vez lograda sta se contina el bombeo para extender lafractura mientras se agrega un material inerte, llamado agente desostn, que mantendr a la fractura abierta cuando cese el bombeo

Con esta fractura se crea un canal de flujo de gran tamao que noslo conecta fracturas naturales sino que produce un gran rea de

drenaje de fluidos del reservorio


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DEFINICIONES

CASING

CEMENTO

PERFORACIONES

FRACTURA

FORMACIN


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OBSERVACIONES

Los primeros trabajos de fractura sin agente de sostndemostraban que al poco tiempo la productividad del pozo decaadramticamente, sospechndose que la fractura se haba cerrado

Para evitar el cierre de la fractura se introdujo la tcnica deinyectar el fluido de fractura cargado con arena que actuar comosostn de las paredes abiertas de la fractura

Los granos evitan el cierre de la fractura pero permiten el pasode fluidos

En la prxima figura se observa el comportamiento de un pozoinyector de agua, fracturado con y sin arena


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OBSERVACIONES

PRESIN

(psi)

Qwi (bwpd)

ANTES DE FRACTURAR

2 MESES DESPUS DEFRACTURAR SIN ARENA

2 MESES DESPUS DEFRACTURAR CON ARENA


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OBJETIVOS

Bsicamente son 2 las razones para realizar este tipo de

estimulacin:

Incrementar la productividad de un pozo

Incrementar la inyectividad de un pozo


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INCREMENTAR LA PRODUCTIVIDADDE UN POZO

Asumiendo que un pozo tiene suficientes reservas de petrleo ogas y presin de reservorio para que fluyan los hidrocarburos por lafractura la estimulacin generalmente incrementa su produccin

Resulta as un retorno ms rpido de las inversiones realizadasporque las reservas son recuperadas en menor tiempo

El tiempo productivo de un pozo puede extenderse antes de llegar asu lmite econmico, incrementando la recuperacin final

El aumento de la recuperacin final se debe al ensanche de loscanales de flujo. La eficacia del drenaje se reduce con la distancia,por lo tanto este ensanche permite que un mayor volumen dehidrocarburos fluya hacia el pozo


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INCREMENTAR LA PRODUCTIVIDAD

DE UN POZO

Qo(m

3/d)

Np (m

3

)

LMITE ECONMICO

INCREMENTO DE RESERVAS


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INCREMENTAR LA INYECTIVIDAD DEUN POZO

Si un reservorio no tiene empuje activo de agua y/o gas elmantenimiento de presin se realiza inyectando un fluido al

reservorio a los efectos de mantener produciendo el campoeconmicamente

La fractura de la formacin permite incrementar loscaudales de inyeccin aumentando la capacidad de

fluencia de cada pozo productivo


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OBJETIVOS

Por lo tanto, al fracturar se obtiene:

Mayor rgimen de produccin

Mayor recuperacin final

Mejor uso de la energa

Mayor rgimen de inyeccin


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TRATAMIENTOS SUCESIVOS

El xito de tratamientos adicionales de fracturas depender de:

La habilidad de exponer nuevas zonas de la formacin a

cada fractura, principalmente cuando el reservorio esheterogneo

Eliminar daos

Otra regla comn es que a un tratamiento mayor si se lesiguen estimulaciones de pequeos volmenes de fluidos yagente sostn, stos son generalmente efectivos al empujarla fractura ms profundamente


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TRATAMIENTOS SUCESIVOS

Qo(m

3/d)

Tiempo (meses)

PAY OUT ESTIMADO


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PROPIEDADES DE LA ROCA

La presin necesaria para fracturar una formacin est

relacionada al estado de las tensiones de la roca

Cuando se somete un material a un esfuerzo el mismo sedeforma. Si al quitar el esfuerzo el material recupera suestado inicial al material se lo clasifica como elstico, en caso

contrario el material es plstico


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F

Deformacin elstica

Sea un cubo elstico, de lados a, al cual se le aplicauna fuerza F de compresin:

Siendo la tensin igual a:

= F / A = F / a2(kg / cm2 lb / pulg2)


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La fuerza F es compresional, pero puede ser traccional, lastensiones de compresin sern (+) y las de traccin (-) porconvencin

La fuerza F de compresin puede acortar al cubo un valor l

F l

l

z

x

y


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El acortamiento es l y se lo puede relacionar al largo original l,siendo la deformacin igual a:

z= l / l

Debido que la tensin aplicada y la deformacin unitaria estnrelacionadas entre s, se puede analizar esa relacin en formagrfica

Los datos experimentales producen los diagramas de tensinvs. deformacin como el siguiente:


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F

ACERO

= F / A

= l / l

PU

R

F = R

P

ARENISCA


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Donde:

P: Lmite de proporcionalidad

F: Lmite de fluencia

U: Resistencia mximaR: Lmite de rotura


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En el diagrama anterior, se observa que al aplicar unatensin , el material se deforma , inicialmente en formaproporcional (segmento OP) y luego, a mayores valores de ,se produce la rotura (punto R)

Para la porcin OP se estable la relacin:

E = / zEsta relacin es llamada ley de Hooke

E es el mdulo de elasticidad o de Young, y tiene lasunidades de

SYGNUS A ti F&N O ti i i d R


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Hidrulica

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Valores caractersticos del mdulo de Young, E, son lossiguientes:

Acero: 30 106psi

Arenisca: 5 106psi

Caliza: 7 106psi



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El acortamiento longitudinal tiende a dilatar o expandir al cubo:

F l

l

a / 2

a



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La deformacin transversal a con relacin al ancho adel cubo es igual a:

y= a / a

La deformacin transversal unitaria y la deformacinaxial o longitudinal unitaria son proporcionales segn:

= y/ z

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PROPIEDADES DE LA ROCAEsta proporcionalidad es el mdulo de Poisson, , queindica cuanta deformacin transversal provoca una ciertadeformacin axial

Valores tpicos de :

Metales: 0,25 0,35

Areniscas y calizas: 0,15 0,17

Arenas inconsolidadas: 0,28 - 0,45



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El mdulo de Poisson permite generalizar la ley de Hooke.Un elemento de material est sometido a 3 tensionesperpendiculares entre s:

x = (1 / E) [x - (y + z)]

y = (1 / E) [y - (x + z)]z = (1 / E) [z - (x + Y)]



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TENSIONES DEFORMACIONES

LONGITUDINALES MDULO DE YOUNG

TRANSVERSALESMDULO DE POISSON



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Hidrulica

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TENSIONES EN EL SUBSUELO

1. Deposicin y acumulacin de granos en un ambientecasi siempre relacionado con el agua

2. Enterramiento por deposicin de nuevo material porencima

3. Cementacin de granos con material ms finodepositado simultneamente o precipitado desoluciones salinas



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La arena disgregada se transform en arenisca slida, conlas siguientes propiedades:

Fragilidad

Elasticidad

Homogeneidad

Isotropa

Porosidad



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S G US ge t a y & Opt ac de ecu [email protected]


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A nivel de la formacin se puede estudiar las reacciones que seoponen a la presin de sobrecarga

Sea un cilindro lleno de arena seca, sobre la cual se ejerce conun pistn una carga F que repartida en el rea del pistnrepresenta la sobrecarga de los estratos superiores:

F



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g y [email protected]


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Con el paso del tiempo, aumenta el enterramiento y seproducen movimientos de descenso de los estratos. Los

niveles inferiores se compactan con el peso

Este peso se puede considerar como una presinlitosttica, ya que no hay ningn estrato que se autosoporte

La situacin sera como la de la siguiente figura:



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PRESIN LITOSTTICA



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Conociendo la densidad aparente de los estratossuprayacentes, se puede calcular la carga o presin litosttica

En la densidad aparente de las rocas se considera el peso de laparte slida y el peso del fluido que ocupa los poros

El peso de los sedimentos se llama sobrecarga Pob(overburden)



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El valor de la sobrecarga es:

Pob = [(1 ) R + F] D = Sv

Donde:

: Porosidad

R: Densidad de la roca (promedio)

F: Densidad de los fluidos (promedio)

D: Profundidad



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Para una situacin tpica:

: 20 %

R: 2,65 gr/cm3= 22,1 lb / gal

F: 1,05 gr/cm3= 8,76 lb / gal

Pob = 1,0 psi / pie = Sv

Nota:1 galn = 231 pulg3

Esta sera la presin vertical a que est sometida una formacinen el subsuelo



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A medida que se aumenta la presin la arena se compactareduciendo su volumen, como se grafica a continuacin:

VOLUMEN

PRESIN DE SOBRECARGA

VOLUMEN INICIAL

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Repitiendo el experimento, pero con arena saturada en agua ycolocando un manmetro y una vlvula reguladora de presin

Al aplicar presin, con la vlvula cerrada, se generar unacontrapresin en la arena y el agua sin cambios de volumen(despreciando su compresibilidad)

F



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Si se regula la vlvula para que descargue agua hasta unapresin determinada no habr cambio de volumen sensible hastaalcanzar esa presin

Aumentando ms la presin, la vlvula se abrir descargandoms agua, el pistn descender y se observarn cambios en elvolumen arena agua

Pf es la presin a la que abre al vlvula. A mayores presiones laarena se ir compactando segn la carga que reciba



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A la presin P1 se observa que la deformacin de la arenasaturada con agua (Va) es menor que la de la arena seca (Vs)

VOLUMEN

PRESIN DE SOBRECARGAPf P1

VaVs

NO HAY CAMBIO DE VOLUMEN HASTA LLEGAR A Pf

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Hidrulica

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Queda demostrado que si la formacin est saturada con fluidos,stos contribuyen a soportar la sobrepresin

En otras palabras, al peso de la sobrepresin reaccionan la

presin de los fluidos y una tensin generada en la rocaPob = Sv

Pp

z= vz



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Hidrulica

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Lo anterior permite introducir el concepto de tensin efectivaneta:

z= v = Pob - Pp

Donde:

z: Tensin efectiva neta verticalPob: Presin de sobrecarga

Pp: Presin poral de la roca



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Tensin efectiva neta:

z= Sv - Pp

La presin poral es una presin hidrulica y la tensin z esuna tensin mecnica desarrollada en la parte slida de la roca



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En forma similar al criterio expuesto en sentido vertical, latensin efectiva neta se suma a la presin poral para equilibrar elesfuerzo horizontal de los sedimentos adyacentes y mantener elcubo en equilibrio

v

v

H H

Sv

Sv

Sh Sh

Pp



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En algunos casos se asume que si las rocas tiene uncomportamiento plstico, la transferencia de presin litosttica alo largo de perodos de tiempo geolgico sera de tipohidrosttico:

Sh = Sx = Sy = Sv = Pob

Esto podra ser en el caso de los mantos salinos, los cualesfrecuentemente presentan comportamientos plsticos. La presina la cual est sometida la caera, si no est cementada, escercana a Pob, ocasionando, a veces, el colapso de la misma



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CAERA

MANTO SALINO

COLAPSO



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Cuando se perfora un pozo a travs de la formacin rocosa sealtera el estado de tensiones de la misma

Conocida la presin necesaria para extender la fractura de laroca y conociendo la profundidad, es posible determinar elgradiente de fractura:

GRAD F = Pob / D



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Hidrulica

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Las propiedades elsticas de la formacin se puedendeterminar de distintas maneras, durante las operaciones en elcampo:

Pef = Ps + Ph - Pf

Donde:

Pef: Presin de fractura en el fondo

Ps: Presin en superficie

Ph: Presin hidrosttica

Pf: Presin de friccin



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Tambin son aplicables los mtodos de mini fracturas

Los clculos se pueden realizar adems con medicionesdirectas en laboratorio, mediante ensayos estticos (triaxiales)y dinmicos (velocidades acsticas)



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ORIENTACIN Y FORMA DE LA FRACTURA

Se han realizado una gran cantidad de experimentos delaboratorio y de campo para estudiar el comportamiento de lasfracturas

Las 2 condiciones ms importantes en la formacin de unafractura son:

Orientacin

Forma



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ORIENTACIN DE LA FRACTURA

Orientacin:

La fractura o rompimiento de la roca siempre se produceen sentido perpendicular al de la menor tensin

Esto ha sido comprobado en condiciones de pozoentubado y abierto, con perforaciones helicoidales oalineadas (en 1 2 filas opuestas)



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x = 700

y= 2.100

z = 2.000

POZO

FRACTURA

ZONA FILTRADA

z

y

x



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FORMA DE LA FRACTURA

Forma

Se ha determinado experimentalmente que la forma de lafractura, cuando se le permite crecer libremente, puedeser circular o elptica

El primer caso corresponde cuando el ingreso del fluidoes a travs de 1 punto y el segundo caso cuando penetra atravs de una lnea de puntos



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Origen en un punto Origen en una lnea



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Origen en una lnea



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GEOMETRA DE LA FRACTURA CREADA

La forma y dimensiones de la fractura creada en condicionesdinmicas (mientras se bombea) es un problema sumamentecomplejo

Intervienen distintos factores de diversa naturaleza:

Propiedades mecnicas de la formacin

Propiedades del fluido de tratamiento

Parmetros hidrulicos de la operacin



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Hidrulica

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Se han elaborado distintos modelos matemticos connumerosas simplificaciones y suposiciones

Resulta difcil en el caso de la fractura hidrulica, evaluar lafidelidad con que esos modelos describen la realidad porcarecerse de medios para hacer comprobaciones directas

Las suposiciones y simplificaciones implcitas en losmodelos limitan a los mismos a formaciones de areniscas



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Geometra de la fractura creada

Altura

Limitado por los estratos resistentes

Ancho y longitud

Balance de masa

Deformacin de la roca



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En fracturas verticales se considera en principio que la alturaes constante

La grieta se extiende rpidamente hasta encontrar estratosresistentes que limitan su crecimiento

Para completar la definicin de la fractura vertical es precisodeterminar su ancho y su longitud



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ANCHO

LONGITUD

PRDIDA DE FLUIDO

ALTURA

CARA DE LA FRACTURA



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En fracturas horizontales la geometra queda definida por elancho y el radio de penetracin

Para determinarlos se necesitan:

Balance de masas

Deformacin de la roca



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El balance de masas consiste en igualar la cantidad detratamiento inyectado en la fractura (fluido ms agente) a lacantidad que queda en el interior de la fractura, ms el fluidoperdido por las caras hacia la formacin

Se obtiene as una relacin entre dimensiones de fractura(ancho, longitud y altura), propiedades del fluido (filtrado) yparmetros de la operacin (volumen y caudal)

El ancho de la fractura se vincula con la presin desarrolladaen el interior de la fractura, lo que incluye propiedades elsticasde la roca, dimensiones, parmetros de la operacin ypropiedades reolgicas del fluido (friccin en las paredes)



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Todos los valores involucrados son conocidos o estimadosde antemano, a excepcin de las dimensiones de la fractura.La altura se fija a priori, de modo que restan 2 incgnitas:ancho y longitud

La aplicacin del balance de masas exige establecer algunashiptesis

Vol. Inyectado = Vol. de fractura + Vol. Filtrado



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El filtrado se produce perpendicularmente a las caras de lafractura y su velocidad es inversamente proporcional al tiempo(vf = C / t -0,5). ste se cuenta en un determinado punto a partir

del instante en que la fractura alcanza ese punto. O sea que lavelocidad de filtrado ser mayor cuanto ms cerca de la puntase est

La presin dentro de la fractura es constante en toda su

extensin

El caudal es constante durante toda la operacin



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ANCHO CONSTANTE

VELOCIDAD DE FILTRADO VARIABLE

CRECIMIENTO SEGN VOLUMEN INYECTADO



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CUANDO FRACTURAR

Antes de realizar una fractura deben considerarse:

Posibilidades de dao en la formacin en las cercanas

del pozo

Capacidad de flujo de la formacin

Existencias de reservas

Factores econmicos comprendidos en la fracturacin yla posibilidad de incrementar la productividad del pozo



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DAO

La productividad de un pozo puede ser reducida total oparcialmente debido al dao en las inmediaciones del pozo por:

Prdidas de fluidos dentro de la formacin y el revoque

producido por el lodo durante la perforacin del pozo

Por incrustaciones de calcreos

Formacin de emulsiones

Depsitos de parafina durante la vida activa del pozo



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DAO

Una evaluacin de la extensin del dao ser de granayuda, especialmente para determinar el tratamientorequerido para removerlo

La posible existencia de dao se determina medianteensayos de pozos, pruebas de produccin, etc.

Los ensayos de pozos pueden ser draw down o build up

Las pruebas de produccin consisten en comparar laproduccin del pozo con otros vecinos



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DAO

Los ensayos de presin estn afectados por el tipo deflujo. Se pueden reconocer las siguientes formas de flujo:

Radial: el flujo converge hacia el pozo

Lineal: si la fractura tiene alta conductividad, el factordominante del flujo ser desde la formacin hacia lafractura

Bilineal: si la fractura no es de alta conductividad suefecto en el flujo debe ser considerada


DAO


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DAO

FLUJO RADIAL

FLUJO LINEAL FLUJO BILINEAL



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DAO

TIEMPO TIEMPO

PRESIN

PRESIN

DESVIACIN DE LA RECTA POR EFECTO DE ALMACENAMIENTO Y/O DAO

DRAW DOWN BUILD UP



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DAO

Si en la terminacin de un pozo ste result daado lasventajas de efectuar la fractura del mismo inmediatamentetiene las siguientes ventajas:

Es el tiempo ms econmico para realizarla

La presin del reservorio es la mxima posible, por loque los fluidos del tratamiento sern fcilmente

recuperables y la limpieza ser completa


CAPACIDAD DE FLUJO


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CAPACIDAD DE FLUJO

Relaciona la productividad del pozo con y sin dao

Un pozo con buena productividad y energa y con daoslo necesitar una fractura de pequeo volumen pararomper ese dao

Si se ha determinado baja productividad, con o sin dao,debe realizarse una fractura de gran penetracin para

incrementar la productividad del pozo


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CAPACIDAD DE FLUJO


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CAPACIDAD DE FLUJOEficiencia de flujo (EF)

Es la relacin entre el caudal de flujo real y el caudal deflujo que tendra un pozo ideal con la misma cada de presin:

EF = J real / J ideal = (P Pwf Pse) / (P Pwf)

La inversa de la EF es la relacin de dao:

RD = 1 / EF = J ideal / J real

El factor de dao es igual a:

FD = 1 EF = Pse / (P Pwf)


RESERVAS DE HIDROCARBUROS


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El clculo de las reservas de hidrocarburos y el grado dedepletacin determinar la conveniencia o no de fracturarel pozo

Es importante conocer cual es el mecanismo deproduccin que tiene la formacin en estudio

La estimulacin de pozos marginales en general esbeneficiosa

Estadsticamente la respuesta en la estimulacin enpozos marginales vara con incrementos entre el 50 y 75 %de los pozos marginales fracturados



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Si la formacin es homognea no es favorable fracturarformaciones con espesores netos mnimos a 1 m (3 pies)

Pero si la formacin es heterognea, la fractura en pozos

con espesores delgados resulta beneficioso debido a loerrtico del espesor

El espaciamiento entre pozos influye en la cantidad depetrleo que un pozo puede producir

Cuando el espaciamiento es corto los costos de lostratamientos se incrementan siendo menores losbeneficios econmicos



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Si los espaciamientos son irregulares, la fractura de pozosviejos puede resultar exitosa debido a que no habran drenadola totalidad de sus reservas y la presin an puede mantenerseelevada

El costo de la fractura y su beneficio determinar laconveniencia de realizar la estimulacin (clculo del pay out)

El tiempo de pay out depender del costo de la fractura y dela produccin acumulada despus de la estimulacin

La mayora de las fracturas se pagan entre los 3 a 6 meses depost produccin. En algunos casos excepcionales se pagaronen pocas semanas



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FLUIDOS DE FRACTURA

Uno de los ms importantes puntos en el diseo de la fracturaest dado por la eleccin del fluido fracturante, esencialmente seclasifican en 4 tipos:

Fluidos base hidrocarburos (crudo o refinado)

Fluidos base agua (agua dulce o salada)

Emulsiones o dispersantes

Espumas



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Hidrulica

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FLUIDOS DE FRACTURA

Un fluido de fractura debe cumplir los siguientes requisitos:

Compatible con los fluidos del reservorio

Estable a la temperatura del reservorio

Capaz de sostener y transportar al agente de sostn

No causar dao a la matriz del reservorio

Baja prdida de fluidos



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FLUIDOS DE FRACTURA

Baja prdida de friccin

Fcil de recuperar al finalizar la estimulacin

Compatible con aditivos

No formar emulsiones estables con los fluidos delreservorio

Fcil y econmicamente obtenible

Fcil de bombear y seguro de manipular



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Hidrulica

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FLUIDOS DE FRACTURA

La mayora de estos requisitos no son cumplidos porninguno de los fluidos fracturantes

Para cumplir con ellos deben agregarse aditivos, tales comoreductores de friccin, viscosidad y numerosos agentessurfactantes



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FLUIDOS DE FRACTURAFluidos base hidrocarburos

Surgieron de la necesidad de contar con un fluido que noprovoque una alteracin apreciable en formaciones altamentesensibles a las soluciones acuosas

Es el fluido ms comn y fcil de obtener, del mismo pozo depetrleo u otros yacimientos

Presentan el inconveniente de producir una elevada prdida

de carga al ser bombeado a altos caudales, con un excesivoconsumo de la potencia til

Actualmente se usan en pozos pocos profundos y con bajosgradientes de fracturas



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Hidrulica

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FLUIDOS DE FRACTURA

Fluidos base acuosa

Fciles de preparar en el campo y excelente capacidad detransporte del agente sostn y el control de filtrado

No existen problemas de incendios

Fcilmente disponible en todas las reas y bajo costo

La alta densidad reduce potencia respecto a los basehidrocarburos

Fcilmente adaptables a las condiciones de cada reservorio



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Hidrulica

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FLUIDOS DE FRACTURA

Fluidos emulsionados

Consisten en emulsiones de cido o de agua enhidrocarburos (generalmente kerosene)

Las emulsiones pueden ser:

Agua en petrleo: alta viscosidad, baja prdida por

friccin y baja prdida de fluido

Petrleo en agua: la viscosidad aparente depende dela gelificacin de la fase acuosa



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Hidrulica

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FLUIDOS DE FRACTURA

Espumas

Su uso se ha generalizado en un alto nmero de

operaciones, siendo muy verstiles

Poseen las siguientes ventajas:

Baja prdida de fluido a la formacin

Buena capacidad de transporte del agente sostn



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Hidrulica

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FLUIDOS DE FRACTURA

Bajo costo

Reducen la necesidad de pistoneo

Reducen la posibilidad de dao a la formacin

Acortan el tiempo de cierre del pozo despus de lafractura

Energizan momentneamente reservorios de baja presin



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Hidrulica

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FLUIDOS DE FRACTURA

Fase gaseosa de las espumas

La fase dispersa de las espumas es el gas, la eleccin

depende de su disponibilidad, de su costo y de sucomportamiento frente a las condiciones que el trabajo exija

Los gases ms usados son:

Anhdrido carbnico (CO2)

Nitrgeno (N2)



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Hidrulica

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BAJA PRDIDAS DE FLUIDOS


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Hidrulica

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Cuando las permeabilidades son bajas y el dao no es un factorpredominante el incremento de la productividad est asociado a:

La profundidad de la penetracin de la fractura en laformacin

La conductividad de la fractura comparada con laconductividad sin fracturar

La conductividad de la fractura est dada por el producto delancho de fractura por la permeabilidad de sta

La permeabilidad depender del agente sostn utilizado, por lotanto el factor a incrementar es el ancho de fractura



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Hidrulica

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G. C. Howard y C. R. Fast estudiaron los efectos de la

viscosidad y de las prdidas de fluido en la formacin sobrelos parmetros que determinan a una fractura: ancho ylongitud

Observaron que incrementando la viscosidad del fluido se

aumentaba la longitud de la fractura y agregando aditivospara el control de las prdidas de fluidos se incrementaba elrea de fractura y la longitud de la misma



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Hidrulica

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AGENTES DE CONTROL DE


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Hidrulica

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AGENTES DE CONTROL DEPRDIDAS DE FLUIDOS

Los aditivos para controlar las prdidas de fluido sonampliamente utilizados con el objetivo de lograr mayorespenetraciones de la fractura en la formacin y lograr as,mayores radios de drenaje para un volumen dado detratamiento

Son sustancias qumicas en polvo o lquidas que se

adicionan al fluido de fractura


AGENTES DE CONTROL DE


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Hidrulica

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AGENTES DE CONTROL DEPRDIDAS DE FLUIDOS

Se trata de productos prcticamente inertes y pocosolubles, los que actan por obturamiento fsico

No deben reaccionar o alterar al fluido de fractura, nicausar apreciable dao a la formacin

La granulometra debe ser tal que pueda ser recuperado

junto con el fluido de fractura y de produccin, pasando atravs del manto del agente de sostn



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Hidrulica

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PRESIN DE FRICCIN

Es indispensable, en todo diseo de fractura, calcular lasprdidas de presin causadas por la friccin interna del fluido

fracturante y de ste con las paredes de la caera

La presin por friccin puede definirse como la prdida deenerga o de calor debido al rozamiento entre el fluido mvil ylas paredes del conductor



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Hidrulica

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PRESIN DE FRICCIN

En un diseo satisfactorio del tratamiento debe conocerse lasprdidas por friccin en el tubing y el espacio anular entrecasing y tubing

Es relativamente fcil calcular las prdidas por friccin enfluidos newtonianos tales como agua, petrleo o cidos

Pero cuando los caudales son grandes y se agreganreductores de friccin, agentes gelificantes y otros aditivos,convirtiendo a los fluidos en no newtonianos el clculo sehace ms difcil



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Hidrulica

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Hidrulica

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TRANSPORTE DE AGENTES

El fluido fracturante debe ser capaz de transportar ensuspensin distintos agentes, como el de sostn, aditivos y lasbolitas selladoras

La habilidad de mantener suspendido en su seno las distintaspartculas slidas depende de la viscosidad y gravedadespecfica del fluido y del tamao y gravedad especfica de laspartculas transportadas



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Hidrulica

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TRANSPORTE DE AGENTES

En los fluidos newtonianos y algunos fluidos gelificados lavelocidad de cada de los granos del agente de sostnresponden a la ley de Stokes o de Newton

Esta habilidad est medida en la distancia vertical que puederecorrer una partcula durante 1 minuto colocada en un lquidoestanco (Norma API RP 39)



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Hidrulica

112

COMPATIBILIDAD

Las emulsiones creadas entre el fluido fracturante y el crudo dela formacin reducirn la permeabilidad de la misma al bloquearsus canales de flujo

Las emulsiones pueden formarse en cualquier momento desdeque se ponen en contacto el fluido de la estimulacin con elpetrleo de la formacin

Las partculas finas de las rocas, la filtracin de la inyeccin deperforacin o algn otro producto qumico inyectado previamentea la fractura puede servir como agente emulsionador para formaremulsiones agua petrleo o cido petrleo



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Hidrulica

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COMPATIBILIDAD

Para reducir y eliminar la posibilidad de formar emulsionesse utilizan agentes surfactantes que posteriormente ayudarna la limpieza del pozo

Las emulsiones son problemticas, ya sea que estn en eltanque de almacenamiento o en la formacin, debido a loscostos que implican tratar el crudo para su comercializacin


G S S S


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Hidrulica

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AGENTES SELLANTES

Las bolitas selladoras de punzados fueron introducidas en laindustria en 1956

Se usan para sellar temporariamente los punzados durantetratamientos cidos y de fractura

Alojadas contra los punzados, dirigen selectivamente al

fluido a travs de cada punzado de la caera, sometiendo as acada porcin del intervalo al tratamiento


AGENTES SELLANTES


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Hidrulica

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AGENTES SELLANTES


AGENTES SELLANTES


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Hidrulica

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AGENTES SELLANTES

Las bolitas son de nylon o de goma recubierto con nylon, nose recomienda slo de goma ya que pueden ingresar a laformacin a travs de los punzados por la presin ejercida

durante el tratamiento

La eleccin del tipo a utilizar est determinado por el fluidode tratamiento y la temperatura del pozo. El peso especfico delas bolitas vara de 1,14 a 1,3 gr / cm3

Una vez terminada la operacin caen hacia el fondo del pozo


PRESIN DE TRATAMIENTO Y


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Hidrulica

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PRESIN DE TRATAMIENTO YPOTENCIA HIDRULICA

La presin de tratamiento y la potencia hidrulica necesariatienen directa incidencia en los aspectos operativos y loscostos asociados

La estimacin de ambas presiones constituye un aspectoimportante del diseo




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Hidrulica

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La presin en superficie, Ps, est determinada por la presinnecesaria para extender la fractura, Pef, la friccin desarrollada enla caera, Pfc, y en los punzados, Pfp, y la presin hidrosttica, Ph

La presin hidrulica necesaria es igual a:

HHP = Ps Q / 40,8

La potencia mecnica tiene en cuenta los rendimientos mecnicos

e hidrulicos de los equipos de bombeo (alrededor del 80 y 90 %,respectivamente):

HP = HHP / (mh)




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Hidrulica

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Ps

Ph

Pfc

Pfp

Ps = Pef + Pfc + Pfp - Ph

Pef


PRESIN HIDROSTTICA


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Hidrulica

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PRESIN HIDROSTTICA

La presin hidrosttica depende de la densidad del fluido y de laprofundidad:

Ph = 0,4334 D (psi)

Distinta es la situacin si se trabaja con espumas, donde ladensidad depende de la temperatura y, principalmente, de la

presin


FILTRADO DEL FLUIDO DE FRACTURA


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Hidrulica

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La prdida de fluido hacia el seno de la formacin es deimportancia decisiva en el volumen que alcanza la fracturacreada, o sea en el conjunto de sus dimensiones

Se considera que la velocidad del filtrado del fluido esproducto de la diferencia de presin actuando como fuerzaimpulsora sobre 3 resistencias que se oponen al filtrado




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Hidrulica

122


Estas 3 resistencias son:

La compresin del fluido del reservorio

La invasin de la formacin por el fluido de fracturaviscoso

La eventual formacin de un revoque en las paredes de lafractura



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Hidrulica

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AGENTES DE SOSTN


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Hidrulica

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AGENTES DE SOSTN

La cantidad usada del agente sostn, la forma como ha sidocolocado en la formacin y sus propiedades fsicas sern degran importancia en la vida productiva del pozo

La seleccin del agente de sostn, es pues vital y designificativa importancia en el diseo de la fractura hidrulica

La capacidad de flujo de una fractura est dada por elproducto del ancho de fractura y la permeabilidad de la misma


AGENTES DE SOSTN


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Hidrulica

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AGENTES DE SOSTN

Esta permeabilidad del agente de sustentacin, que debemantenerse lo ms alta posible, depende de:

Dimetro y distribucin del grano

Factor de redondez

Dureza

Calidad

Densidad


AGENTES DE SOSTN


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Hidrulica

127

AGENTES DE SOSTN

El agente de sostn ms convencional y de mayor uso en laindustria del petrleo es la arena

Su uso se remonta desde las primeras operaciones y surgi desu fcil disponibilidad y bajo costo

Con el correr de los aos, se perforaron pozos cada vez msprofundos, lo cual lleg a tener que desarrollar productos ms

capaces de soportar las altas presiones de confinamiento defondo de pozo


AGENTES DE SOSTN


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Hidrulica

128

AGENTES DE SOSTN

Los agentes de sostn tpicos son:

Arena

Esferas de vidrio

Cscaras de nueces

Pellets de aluminio o de acero

Bauxita

Cermicos


AGENTES DE SOSTN


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Hidrulica

129

AGENTES DE SOSTN

Las cscaras de nuez y los pellets de aluminio se handescartado actualmente por su alto costo y bajo rendimiento

Las esferas de vidrio se desarrollaron para mayoresprofundidades, pero han sido desechadas debido a que acierta presin de confinamiento, estallan generando unaexcesiva cantidad de partculas finas

La arena es un agente de resistencia comn

La arena recubierta de resina es de resistencia intermedia


AGENTES DE SOSTN


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Hidrulica

130

AGENTES DE SOSTN

La bauxita y la cermica son agentes de resistencia alta y seusan en pozos profundos. Presentan el inconveniente de suelevado costo comparado con la arena y otros agentes de sostn

Otro inconveniente de la bauxita y la cermica es su alta

densidad (3,60 gr/cm3 para la primera y 2,90 gr/cm3 para lasegunda)

Esto ocasiona inconvenientes en cuanto a que se incrementanlas posibilidades de decantacin en la fractura y en los equiposde superficie

Actualmente se estn desarrollando cermicas ms baratasque la bauxita y de calidades similares a sta


AGENTES DE SOSTN


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Hidrulica

131

ARENA 12 / 20 ARENA 16 / 30

ARENA20 / 40



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Hidrulica

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ARENA RESINADA



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Hidrulica

133

ARENA RESINADA


AGENTES DE SOSTN


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Hidrulica

134

AGENTES DE SOSTN

Al abrir la fractura se debi aplicar a la formacin una presin Pef

Al finalizar la operacin las paredes de la fractura ejercen sobre elagente sostn la misma Pef

FORMACIN

FRACTURAGRANO

Pef

Pef

PcPl


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AGENTES DE SOSTN


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Hidrulica

136

AGENTES DE SOSTN

POZO ESTTICO:

Ps

Pws PpPl


AGENTES DE SOSTN


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Hidrulica

137

AGENTES DE SOSTNPozo esttico:

Si hay equilibrio de presiones:

Pws = Pl = Pp

Pws = Ps + Ph

La presin de confinamiento ser:

Pc = Pef - Pl = Pef - Pws

Pc = Pef - Ps - Ph


AGENTES DE SOSTN


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Hidrulica

138

AGENTES DE SOSTN

Pozo en produccin:

Ps

Pwf PpPl1

FLUJO

Pl2


AGENTES DE SOSTN


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Hidrulica

139

AGENTES DE SOSTNPozo en produccin:

Hay un gradiente de presiones a lo largo de la fractura

Pwf < Pl1 < Pl2 PpLa presin de confinamiento en el borde de pozo es igual a:

Pc = Pef Pwf

La presin de confinamiento en el fondo de pozo es igual a:

Pc = Pef Pp


AGENTES DE SOSTN


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Hidrulica

140

AGENTES DE SOSTN

Conclusiones:

Cuando el pozo est cerrado el agente sostn est menos

solicitado

Cuando el pozo est en produccin aumenta la presin sobreel agente sostn en el borde de pozo (este efecto se aprovechautilizando agente sostn de ms calidad ms caro - slo en la

cola del tratamiento)


AGENTES DE SOSTN


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Hidrulica

141

AGENTES DE SOSTN

En pozos productores de gas donde la Pwf puede seralrededor del 80 % de Pp, la presin de confinamiento esapenas mayor que en condiciones estticas

En pozos productores de petrleo la Pwf puede sersensiblemente inferior a Pp, siendo conveniente prever lascondiciones futuras de produccin para estimar la presin deconfinamiento



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Hidrulica

142


ARENAMIENTO


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Hidrulica

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ARENAMIENTO

Durante la ejecucin del tratamiento existe la posibilidad deque se produzca un arenamiento, que es la acumulacin deagente sostn inmovilizado en algn punto que impide elulterior desarrollo de la fractura

Existen 2 fenmenos distintos que pueden originar elarenamiento:

Ancho de fractura insuficiente

Excesiva concentracin del agente sostn


ARENAMIENTO


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Hidrulica

144

ARENAMIENTO

Ancho de fractura insuficiente

Para poder ingresar a la fractura el agente sostn debe

encontrar una separacin entre las paredes (ancho) losuficientemente grande para que no se atasque en la pareddel pozo, bloquee la grieta iniciada y detenga la operacin

El colchn que es la fraccin de volumen sin agente

sostn que se bombea inicialmente, debe crear un anchode fractura 2 a 3 veces mayor que el mximo dimetro delagente sostn


ARENAMIENTO


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Hidrulica

145

ARENAMIENTO

Superada la restriccin inicial, el volumen del colchn sepierde ms rpidamente que el resto del fluido. La prdidaocurre ms rpido cerca de la punta de la fractura. Elvolumen del colchn debe prever esa prdida

A medida que se pierde por filtrado el volumen delcolchn, los granos del agente sostn debern moversepor una grieta cada vez ms estrecha, pudindose atascar

y por acumulacin el arenamiento progresa rpidamentehacia el pozo


ARENAMIENTO


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Hidrulica

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ARENAMIENTOExcesiva concentracin del agente sostn

A medida que crece la concentracin se torna ms difcil elmovimiento del fluido de la lechada

Existe un valor mximo de contenido de slidos que no sepuede superar si se procura mantener el movimiento de lamezcla

Para el caso de partculas esfricas de igual tamao, el lmite

terico corresponde al 52 % del volumen

En el caso de arena suspendida en un fluido base agua, estelmite terico corresponde a una concentracin de 24 lb/gal


ARENAMIENTO


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Hidrulica

147

ARENAMIENTO

El lmite prctico es considerablemente menor. Se hapropuesto 18 lb/gal, equivalente al 45 % de contenido deslido. Aunque se utilizan valores ms conservadores,como medida de seguridad

Nuevamente, el dimensionamiento generoso delvolumen del colchn es un medio idneo para prevenir elarenamiento

El revoque generado en las paredes por el reductor defiltrado en el colchn, reducir sensiblemente la velocidadde filtrado de las etapas subsiguientes que transportenagente sostn


ARENAMIENTO


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Hidrulica

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ARENAMIENTO

ARENAMIENTO EN LA PARED DEL POZO

POR CONCENTRACIN EXCESIVA ARENAMIENTO EN LA PUNTA


PRESIN DE INCRUSTAMIENTO


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Hidrulica

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La presin de incrustamiento da una idea de la medida en que unagente sostn va a penetrar en la formacin cuando sea sometidoa las altas presiones de confinamiento de fondo de pozo

El incrustamiento depende de la dureza relativa de la formaciny el agente sostn para las condiciones de fondo de pozo

Un alto grado de incrustamiento puede ser la principal causa delfracaso de una operacin de fractura, si no se evala

perfectamente ese efecto. Este es tanto mayor, cuanto menor esla densidad superficial del agente sostn en la fractura

A continuacin se esquematizan una serie de situaciones tpicasde incrustaciones:




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Hidrulica

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MONOCAPA PARCIAL: NO INCRUSTADO

MONOCAPA P.: PARCIAL INCRUSTACIN

MONOCAPA PARCIAL: INCRUSTADO

MUTICAPA: NO INCRUSTADO

MUTICAPA: PARCIAL INCRUSTACIN



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Hidrulica

151


TRANSPORTE DEL AGENTE DE SOSTN


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Hidrulica

152

El incremento de productividad generado por unafracturacin hidrulica depende de los nuevos canales que elagente sostn, de elevada permeabilidad, deja abiertos luego

que la fractura se ha cerrado

En todas las secciones donde no hay agente sostn lafractura tiende a cicatrizar y en consecuencia no aportasustancialmente a la estimulacin

Interesa conocer como y donde se distribuye el agentesostn y para ello se necesita conocer que mecanismosgobiernan su transporte




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Hidrulica

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Los granos del agente sostn se mueven segn lascomponentes principales de velocidad: una componentehorizontal y otra vertical

SEDIMENTACIN

ARRASTRE

PAREDDE

LPOZO




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Hidrulica

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La componente horizontal est determinada por el efecto dearrastre del agente sostn por el fluido movindose hacia losextremos de la fractura

La componente vertical est determinada por el efecto de lagravedad. La partcula sedimenta acelerndose hastaalcanzar ms o menos rpidamente una velocidad terminal,cuando la fuerza de gravedad es equilibrada por la fuerza dearrastre debido al movimiento del grano en el seno del lquido




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Hidrulica

155

La acumulacin de partculas en el fondo de fractura setraduce en la formacin de un banco de agente sostn, quecontinuar creciendo durante el tratamiento

El estudio de la trayectoria de los granos y las leyes quegobiernan el desarrollo del banco en fracturas verticales hasido, y es, tema de abundantes investigaciones debido a lacantidad y complejidad de factores involucrados


PERFIL DE DISTRIBUCIN DELAGENTE DE SOSTN


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Hidrulica

156

AGENTE DE SOSTN

La utilizacin de toda la informacin para determinar ladistribucin del agente sostn requiere de programas decomputacin que simulen el desarrollo de la fractura segn

avanza el bombeo

Es preciso tener en cuenta las dimensiones crecientes de lagrieta, la modificacin de la temperatura y la variacin de laspropiedades del fluido, entre otras variables

Sin embargo, se pueden establecer distintos tipos posiblesde perfiles a obtener




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Hidrulica

157

AGENTE DE SOSTN

Con fluidos de baja viscosidad tiene gran influencia lasedimentacin. El agente sostn comienza rpidamente un

banco en el fondo de fractura, que se extiende hasta el puntodonde alcanza la base de la fractura la primera partcula queingres por el extremo superior

Segn contina la operacin, el banco formado aumenta su

altura. La seccin libre para el pasaje de fluido disminuye,aumenta la velocidad del fluido y su efecto de arrastre sobreel agente sostn. Tambin se produce una erosin del bancoque retrasa su crecimiento




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Hidrulica

158

AGENTE DE SOSTN

LMITE SUPERIOR DE LA FRACTURA

PAREDDELPOZO

FLUIDO

LMITE INFERIOR DE LA FRACTURA




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Hidrulica

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AGENTE DE SOSTN

Finalmente se alcanza una cierta altura del banco en equilibrioen que la sedimentacin es totalmente compensada por laerosin. Posteriormente el banco contina su desarrollolongitudinal hacia el extremo de la fractura

Cuando predomina este efecto de formacin de banco, al finaldel tratamiento la mayor parte del agente sostn se ha depositadoen las cercanas del pozo

La penetracin del banco es slo una fraccin de la longitudtotal abierta

El agente sostn ha quedado concentrado en un rea reducida




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Hidrulica

160

AGENTE DE SOSTN

TERCERA SEDIMENTACIN

PAREDDELPO

ZO

FLUIDO

SEGUNDA SEDIMENTACINPRIMERA SEDIMENTACIN




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Hidrulica

161

AGENTE DE SOSTN

Cuando el fluido es de elevada viscosidad, el resultado esradicalmente distinto, ya que la sedimentacin es muyreducida y el efecto de arrastre aumenta

Si el transporte del agente sostn en suspensin es elmecanismo dominante, las partculas se aproximan bastantea la punta de la grieta creada. La distribucin del agentesostn es ms uniforme




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Hidrulica

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AGENTE DE SOSTN

PAREDDELPO

ZO

LMITE INFERIOR DE LA FRACTURA

ARENA EN SUSPENSINFLUIDO

BANCO DE ARENA

LMITE SUPERIOR DE LA FRACTURA




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Hidrulica

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AGENTE DE SOSTN

Es frecuente que, en un caso concreto, la distribucin final delagente sostn se corresponda con una situacin intermedia entre

los extremos descriptos

Por otra parte, la viscosidad no es el nico factor determinante, yel perfil alcanzado depende de numerosos parmetros adicionales

El perfil finalmente obtenido significa una fractura empaquetadacuya altura y ancho variarn segn la distancia al pozo



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Hidrulica

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DISEO DE TRATAMIENTO


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Hidrulica

165

El diseo de un tratamiento de fracturacin hidrulicaconsiste en hallar el mejor compromiso entre:

Las propiedades del reservorio

Las condiciones del pozo

Los parmetros de la operacin

Los beneficios econmicos previstos de la estimulacin




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Hidrulica

166

Siendo algunos parmetros fijos, el diseo est limitado a:

La capacidad de controlar la propagacin de la fractura

Donde quedar ubicado el agente sostn

Cuales sern los resultados de la operacin




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Hidrulica

167

Condiciones de contorno

Reservorio

Pozo

Parmetros de diseo

Tipo de materialesVolmenes y cantidades

Caudal de bombeo

Programa de bombeo

Seleccin

Resultados previstos

Factores econmicos




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Hidrulica

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Informacin del reservorio y del pozo

Tipo de formacin

Porosidad

Permeabilidad

Existencia de dao

Propiedades elsticas (Mdulo de Elasticidad y Relacinde Poisson)




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Hidrulica

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Fluido de la formacin (compresibilidad, viscosidad, etc.)

rea de drenaje (configuracin y extensin)

Espesor productivo neto

Altura de la fractura (parmetros involucrados en larestriccin de su crecimiento)

Gradiente de fractura y/o presin de cierre de la fractura




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Hidrulica

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Presin esttica y temperatura del reservorio

Propiedades varias (conductividad trmica, presincritica, resistencia al empotramiento, etc.)

Dimetro del pozo

Tuberas y configuracin de la boca del pozo (tamao,

presiones permisibles, etc.)

Punzados (intervalo, densidad y tamao)




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Hidrulica

171

Altura de la fractura:

La altura de la fractura creada probablemente sea, entre

todos los datos listados, el que tenga una incidenciamayor en las estimaciones del diseo

Su valor gobierna las dimensiones de la geometracreada y, en consecuencia, la ubicacin final del agente

sostn y el correspondiente incremento de produccin




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Hidrulica

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Estrictamente no es un dato, en la medida que duranteel tratamiento la grieta se puede extender verticalmentesegn la presin ejercida y las propiedades de losestratos superior e inferior que restringen su desarrollo.

Su valor puede ser obtenido con diversos perfiles ytcnicas

La situacin ms sencilla es que el perfil de resistividadmuestre la presencia de estratos arcillosos de granespesor por encima y por debajo de la zona productiva




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Hidrulica

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Parmetros de diseo:

El punto de partida ideal es la experiencia previa en elyacimiento

La primera pregunta es cul es la penetracin aobtener en el diseo?

La penetracin optima involucra un equilibrio entre laspropiedades de la formacin y las caractersticas de lafractura, en ltimo caso la instancia final es beneficiosversus costos




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Hidrulica

174

Es necesario para el planteo global del diseo contar consimuladores del reservorio y de la fractura y de un modelo econmico

El simulador del reservorio proporciona estimaciones de laproduccin futura para diversas longitudes y conductividades de

fractura

El simulador de fractura permite estimar volmenes y demsparmetros de diseo necesarios para obtener diversas longitudes yconductividades

El modelo econmico cuantifica los beneficios derivados delincremento de produccin y evala los costos asociados condiversas alternativas


[email protected]



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Hidrulica

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La aplicacin del modelo econmico requiere datos comoprecio del petrleo, costos de extraccin, tasas de inters, tasasde aplicacin, tasas

07 02 estimulaciones - fractura hidráulica v2.ppt

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