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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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    PROPIEDADES DE LA ROCA

    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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