07 - FRACTURAMIENTOS HIDRAULICOS

7Guía de Diseño para Fracturamientos Hidráulicos CONTENIDO 1. OBJETIVO 2. INTRODUCCIÓN 3. CONCEPTOS FÍSICOS 4. MECÁNICA DE LA GEOMETRÍA DE FRACTURA 5. SISTEMAS DE FLUIDOS FRACTURANTES 6. CARACTERÍSTICAS DE LOS APUNTALANTES 7. METODOLOGÍA DE DISEÑO 7.1. 7.2. 7.3. Fundamentos Consideraciones de diseño Evaluación durante el fracturamiento APÉNDICE 1. Nomenclatura APÉNDICE 2. Referencias 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. En esta guía se presentan los conceptos físicos básicos para entender esta técnica, las características y propiedades de los fluidos, apuntalantes y aditivos usados en las operaciones, así como las consideraciones técnicas más importantes para planear y diseñar un fracturamiento hidráulico. Estos conocimientos permitirán utilizar con mejor criterio los diversos programas de cómputo que existen en el mercado para este fin. Fracturamientos Hidráulicos 1. OBJETIVO Proporcionar al ingeniero de diseño los principales elementos técnicos que le permitan, por una parte, conceptualizar el proceso de fracturamiento hidráulico en sus fases de planeación y diseño y, por otra, que cuente con los elementos necesarios para interpretar el software técnico disponible en el mercado para este fin. 2. INTRODUCCIÓN El fracturamiento hidráulico que utiliza un material sustentante se ha convertido, en la última década, en una de las operaciones más importantes en la terminación de pozos. En México, su uso más frecuente se ha dado en la cuenca de Burgos, cuyos pozos de gas producen en formaciones de arenisca de baja permeabilidad; aunque también se ha usado en pozos del paleocanal de Chicontepec y en algunos de la Cuenca de Veracruz, donde predominan las formaciones carbonatadas. A pesar de que la idea original del fracturamiento hidráulico no ha cambiado, las técnicas, materiales y equipos que se utilizan para ello sí han evolucionado. Actualmente se dispone de una gran variedad de fluidos, según lo requiera la situación. Los equipos son cada vez más sofisticados en cuanto a capacidad y precisión de mezclado, así como en cuanto al control de presión, gasto, dosificación de aditivos y materiales apuntalantes. Incluso se ha llegado a utilizar tubería flexible para realizar estas operaciones. Por otra parte, los adelantos en informática han hecho posible resolver con rapidez y eficiencia las complejas operaciones matemáticas del diseño y su optimización in situ, así como su evaluación final. En la actualidad se dispone de varios modelos de simulación, así como técnicas de control y evaluación que hacen posible un diseño más realista y predecible de la operación, e incluso mejoran la capacidad de respuesta ante una situación imprevista. El software técnico ejecuta modelos matemáticos sumamente complejos con los que se pueden simular la geometría y los fenómenos relacionados con el fracturamiento. Su uso correcto y con criterio hace posible optimizar el diseño y la evaluación de un fracturamiento hidráulico. Aunque la técnica de fracturamiento hidráulico puede realizarse utilizando ácidos orgánicos o inorgánicos, esta guía se enfocará a la técnica que utiliza arena como material apuntalante o medio para sustentar las fracturas creadas en la formación, quedando fuera del alcance de esta guía el fracturamiento con ácido. 3. CONCEPTOS FÍSICOS DE FRACTURAMIENTO 3.1. Proceso de fracturamiento hidráulico El proceso consiste en aplicar presión a una formación, hasta que se produce en ésta una falla o fractura. Una vez producida la rotura, se continúa aplicando presión para extenderla más allá del punto de falla y crear un canal de flujo de gran tamaño que conecte las fracturas naturales y produzca una gran área de drene de fluidos del yacimiento. El efecto de incremento de drene de fluidos decrece rápidamente con el tiempo. Esto se debe a que la fisura se cierra y el pozo vuelve a sus condiciones casi originales. Para evitar el cierre de la fractura, se utiliza la técnica de inyectar el fluido de fractura cargado de apuntalante, el cual actúa como sostén de las paredes abiertas de la fractura. Los granos de arena actúan como columnas, evitando el Gerencia de Ingeniería 2 se realiza el bombeo de tratamiento. 8 (4) 3. Durante el proceso se deben monitorear en superficie las presiones siguientes: a) Presión de rotura: es el punto en que la formación falla y se rompe. 5. pero permitiendo el paso de los fluidos de la formación. Por otra parte. Condiciones del fluido fracturante (control de calidad). La presión para extender la fractura se calcula de acuerdo con la siguiente ecuación. si el fluido es newtoniano. La presión en superficie será: Ps = Pef + Pfrictp + PfricP − Ph La potencia hidráulica (PHid) es: (3) PHid = Ps * Q 40 . Puede variar durante la operación. quedando sólo las presiones interna de la fractura y la hidrostática del pozo. La presión de fractura ( Pef ) es la necesaria para mantener abierta la fisura y propagarla más allá del punto de falla. Posteriormente se bombea un colchón de gelatina como fluido. 2.4334 * ρ * D (2) La pérdida por fricción (Pfrictp) en la tubería puede ser calculada mediante un diagrama de Moody. luego. Pef = Pci + Ph (1) La presión hidrostática se calcula como: Ph = 0. Una vez obtenidas las diferentes presiones y pérdidas por fricción. Gasto. calculados por un viscosímetro. se deben registrar continuamente los valores de: 1. De aquí la importancia de registrar los volúmenes de gasto y la presión durante la operación. Además de la presión. b) Presión de bombeo: es la necesaria para extender la fractura. el bombeo de fluido se realiza de forma secuencial.Fracturamientos Hidráulicos cierre de la fisura. que es un fluido cargado con arena. Comportamiento de la roca La selección del modelo matemático para representar el comportamiento mecánico de la roca es muy importante. el cual incide directamente en el tamaño de la fractura creada. 4. el cual produce la fractura y abre la roca lo suficiente como para que pueda ingresar el agente de sostén. el gasto relacionado con la presión resulta en la potencia hidráulica necesaria para el bombeo. el cálculo de la pérdida de carga por fricción es mucho más complejo. se puede obtener la presión de tratamiento en superficie (Ps) y la potencia hidráulica (PHid). Durante la operación. primero se bombea un precolchón de salmuera o gelatina lineal. con el objeto de obtener parámetros y poder optimizar el diseño propuesto. Existe una Gerencia de Ingeniería 3 . Dosificación de aditivos. 3. manteniendo el gasto constante. también se debe registrar el gasto de operación. el cual está relacionado con el tiempo de bombeo. cuando desaparecen todas las presiones de fricción. Dosificación del apuntalante. Presión. La norma API describe un método de cinco parámetros. representando el volumen total de fluido. el cual apuntala la fractura y la mantiene abierta. Para controlar la operación. Para fluidos no newtonianos (geles). c) Presión de cierre instantánea (Pci): es la que se registra al parar el bombeo.2. Fracturamientos Hidráulicos amplia gama de modelos que intentan representar el comportamiento mecánico de la roca. El modelo más conocido es el lineal elástico. efectos de interacciones físico-químicas del sistema roca-fluido y efectos de temperatura. 3. Dos casos son particularmente interesantes respecto a la variación de la presión de poro: a) La inyección de fluidos al yacimiento y b) La declinación natural de presión del yacimiento. referenciasreservoir simulation sugieren este valor α = 0. En otras palabras. 3. Efectos de la temperatura en el estado de esfuerzos Cuando se inyecta un fluido a menor temperatura que los fluidos contenidos en el yacimiento.3.7 para yacimientos petroleros. El segundo parámetro es la relación de Poisson ( υ ). Uno de los más comunes es el coeficiente poroelástico (constante de Biot) α . el esfuerzo efectivo de la roca disminuye. lo que permite iniciar la fractura más fácilmente. υ= εl εa ( 6) Cuando se incluyen los efectos de la porosidad y los fluidos contenidos en la roca en el modelo elástico. el enfriamiento ocasionado a la formación σ = Eε (5) Donde E es el primer parámetro elástico conocido como módulo de elasticidad (Young). se origina un súbito cambio de temperatura que altera el estado de esfuerzos de la roca. aunque algunas Gerencia de Ingeniería 4 . Por ello. se observa que si la presión de poro incrementa. Un análisis similar permite establecer que la disminución de presión de poro en un yacimiento maduro incrementa el esfuerzo efectivo de la roca. Existen diferentes criterios para definir los parámetros que representan el comportamiento de los fluidos contenidos en la roca. que incluyen el comportamiento inelástico de las rocas. que ocasiona disminución de la presión efectiva. Este modelo se fundamenta en los conceptos de esfuerzo (σ ) y deformación (ε ) . el cual es ampliamente utilizado en simuladores comerciales para diseño de fracturamiento hidráulico.4. igual a uno ( α = 1 ). que es una medida de la relación entre la expansión lateral ( ε l ) con la contracción longitudinal o axial ( ε a ) de la roca cuando se somete a compresión. En el primer caso. Estos conceptos son esenciales cuando se selecciona el apuntalante. los cuales relaciona la Ley de Hooke expresada en la siguiente ecuación (de la línea recta). el cual es ampliamente utilizado por su simplicidad (modelo de dos parámetros). éste se convierte en un modelo poroelástico. La magnitud del esfuerzo normal de la roca ( σ ) varía directamente proporcional a la variación de temperatura (dT ) . durante el fracturamiento el primer fluido que se inyecta es un filtrante. Los hay desde el modelo lineal elástico hasta modelos complejos. σ ´ = σ − αp (7 ) A partir de un simple análisis de esta ecuación. Efectos de la presión de poro en el estado de esfuerzos La siguiente ecuación ilustra el efecto de la presión de poro ( p ) en el esfuerzo efectivo de la roca. para fines prácticos. es más difícil iniciar una fractura cuando el campo petrolero está en su etapa madura que en su etapa inicial de explotación. el cual es. Orientación de la fractura 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. Modulo de Young ( E ) o resistencia a la deformación de la roca. independientemente de las condiciones de terminación incluyendo la orientación preferencial de los disparos.5. Uno de los criterios de falla más comunes es el de Mohr-Coulumb. en un fracturamiento hidráulico.6. la orientación de la Gerencia de Ingeniería 5 . 3. el criterio para definir si la fractura se propagará hacia el interior de la formación está definido por la siguiente ecuación. (8) 4. ' Pw ≥ σ min Figura 1. basado en el clásico diagrama de Mohr. MECÁNICA DE LA GEOMETRÍA DE LA FRACTURA 4. donde una envolvente de falla define el límite entre la integridad de la roca y el punto donde falla. Una vez que la fractura se inició. Orientación de la fractura creada por tensión. El conocimiento del coeficiente de expansión térmica es importantísimo para diseñar el volumen de frente filtrante que se inyectará durante un fracturamiento. 2. Una falla por tensión ocurre cuando el esfuerzo efectivo mínimo en la pared del pozo (σ ´min ) es mayor que la resistencia fractura estará en dirección perpendicular a σ h . la presión ejercida en la pared del pozo incrementa los esfuerzos de tensión hasta fracturar la formación. 3. Altura ( HF ). usualmente controlada por los diferentes esfuerzos in situ existente entre los diferentes estratos. la roca puede fallar cuando es sometida a compresión o a tensión.1. Criterios de falla En general.Fracturamientos Hidráulicos con el fluido fracturante disminuye el esfuerzo efectivo de la roca y facilita el inicio de la fractura hidráulica. En esta guía sólo se mencionan los criterios de falla ocasionados por tensión debido a que. como lo ilustra la Figura 1. Dirección de fractura favorable Esfuerzo principal mínimo a la tensión de la roca (σ t ) . Parámetros de diseño Las variables que deben considerarse en el diseño del proceso de fracturamiento son seis: 1. Otra característica de estos métodos es que la fractura tiene una sección transversal. También se toma la altura de fractura como una constante e igual a un número estimado. puede ser determinada a través de un proceso de ensayo y error. Modelos de diseño El cálculo de la geometría de fractura es esencialmente una aproximación. ya sea para flujo turbulento o laminar. 4. el espesor variable de la fractura debe ser reemplazado por un espesor promedio constante. en lugar de eso. homogéneo y linealmente elástico. Los valores de estas seis variables dominan el proceso de fracturamiento. Además. Las diferencias entre los distintos métodos de diseño de fracturas hidráulicas radican en las ecuaciones utilizadas. Estos autores formularon ecuaciones con y sin el efecto de la filtración. En ellos se supone que el espesor de fractura es proporcional a la altura de la misma. Viscosidad del fluido ( µ ). Nordgren resuelve numéricamente las ecuaciones de fractura y filtración de fluido. Modelos desarrollados por Perkins y Kern (1961) y Nordgren (1972). Sin embargo. formuladas para los distintos eventos físicos. Grupo 1. Factor de intensidad de esfuerzo crítico ( KIC ) (toughness). Las primeras ecuaciones de diseño propuestas correspondieron a las de Perkins y Kern. Por lo anterior. Pérdida de fluido ( C ). Una parte es el fluido que se pierde por filtración y la otra es la que ocupa la fractura creada. Gasto de la bomba ( Q ). No se puede usar esta forma de fractura cuando se calcula el transporte de arena a través de la misma. Nordgren Gerencia de Ingeniería 6 . la pérdida de fluido y el transporte del apuntalante. 5. 4. La determinación de la geometría de fractura ante la presencia de filtración es más compleja. siendo ésta la mayor causa de inexactitud en el cálculo de la geometría de fractura.1.Fracturamientos Hidráulicos 3. Sin embargo. Tales métodos se pueden dividir en tres grupos. se considera que el fluido de fractura se comporta de acuerdo con un modelo matemático en particular. por lo que se requiere el uso de una computadora para su aplicación. Todos los procedimientos de diseño se basan en que la columna inyectada se divide en dos partes. afecta la presión neta en la fractura. ya que todos proveen resultados razonables y no se ha demostrado una ventaja incuestionable de alguno de ellos sobre el resto. no se pueden establecer comparaciones estrictas entre los distintos métodos de diseño. paralela a su altura. de tipo elíptico. lo cual sucede sólo en un material ideal. y permiten el estudio de fracturas tanto verticales como horizontales. debido a que se supone que el material es isotrópico. relacionada con la permeabilidad de la formación y las características de filtrado del fluido fracturante. las cuales fueron ampliamente usadas por mucho tiempo. Para obtener la geometría de fractura. 6. dependiendo de la forma que utilizan para calcular el espesor de fractura. tal y como proponen los métodos de Kristianovich. El método de Nordgren mejora el de Perkins y Kern. lo que generalmente no es el caso. donde domina la presión requerida para propagar la fractura. Resistencia aparente de la fractura. pues incluye la influencia de la filtración de fluido. que afecta casi todo el proceso. .Asumen que la roca que se fractura es como un sólido lineal elástico isotrópico. que no siempre es posible conocer a partir de registros u otros datos si la fractura estará contenida. Como la longitud (L ) es un parámetro que aumenta continuamente a lo largo del trabajo de fracturamiento. . mientras que en los modelos pseudo Gerencia de Ingeniería 7 . Los diferentes modelos tienen sus respectivas ventajas y desventajas. En los modelos 3D.Asumen que los fluidos newtonianos (aunque Perkins y Kern también proporcionaron soluciones para fluidos que siguen la ley de potencias) y el comportamiento de goteo de los fluidos lo define una expresión simple derivada de la teoría de filtración.Suponen que la fractura es fija en altura o completamente confinada. carecen de información precisa acerca de la geometría de fractura. el espesor de fractura puede aumentar sin que aumente el ∆Pc . el cual disminuye durante las primeras etapas del trabajo y luego alcanza un valor constante. continuo y heterogéneo. . en tanto el PKN no lo considera. que proponen la proporcionalidad con la altura de la fractura. Estos modelos proponen que el ancho de fractura es proporcional a la longitud de la misma.El modelo KGD supone que el extremo (la punta) del proceso domina la propagación de la fractura. . . Esto puede remediarse usando modelos planos tridimensionales (3D) y pseudo tridimensionales (P3D). Geerstma y deKlerk (1969) y Daneshy (1973).Fracturamientos Hidráulicos también presenta expresiones analíticas aproximadas que se pueden usar fácilmente para calcular manualmente la geometría de fractura Grupo 2. Grupo 3. Modelos desarrollados por Kristianovich y Zheltov (1955). . los cálculos del flujo total de fluidos bidimensional (2D) en la fractura son acoplados a la respuesta elástico tridimensional (3D) de la roca. están limitados por que requieren especificar la altura de la fractura o bien asumir que la fractura será radial. Recientemente se han desarrollado modelos más sofisticados que han aportado mejores resultados. Las principales suposiciones entre los modelos PKN (Grupo 1) y KGD (Grupo 2) son las siguientes: . LeTirant y Dupuy (1967). También se considera que el ancho es constante a lo largo de la altura de la fractura. a diferencia de Perkins y Kern y Nordgren. Modelos tridimensionales y pseudo tridimensionales Los modelos mencionados anteriormente están limitados debido a que se requiere especificar la altura de la fractura o asumir que se desarrollará una fractura radial. Dado que L aumenta más rápido que lo que disminuye ∆Pc . el espesor de fractura aumenta durante el trabajo.Suponen que el flujo de fluidos es unidimensional (1D) a lo largo de la longitud de fractura. Esta es una limitación significativa.Ambos suponen que la fractura es plana y que se propaga perpendicularmente al mínimo esfuerzo.Suponen una de dos situaciones: la altura es larga (PKN) o pequeña (KGD) con relación a la longitud. Aunque los modelos del grupo 2 permiten la comparación de las tendencias de la presión del fluido a partir de observaciones de campo. También la altura de la fractura varía del pozo a la punta de la fractura. relación de Poisson y Toughness de la fractura. presión de fondo estática y fluyendo. la historia de presión durante el tratamiento es normalmente el único dato disponible para validar el modelo y determinar la geometría de fractura. composición mineralógica. la gravedad especifica. Los dos principales tipos son los modelos elípticos y los basados en celdas. coeficiente de compresión. b) Propiedades petrofísicas: permeabilidad. Suponen que la fractura es plana y se orienta perpendicularmente al mínimo esfuerzo. el perfil vertical de la fractura se asume que consiste en dos alas elípticas unidas en el centro. los modelos planos 3D y pseudo 3D consideran los datos de las propiedades de las zonas confinantes para predecir el ritmo de crecimiento de la fractura Los parámetros más importantes para el diseño de un tratamiento de fractura utilizando estos modelos pseudo 3D incluyen: a) Propiedades mecánicas de la roca: esfuerzo de cierre de la roca. se aproximan a la elasticidad 3D. y la forma que se asume es comparada para esas posiciones. asume que el flujo de fluidos se desarrolla a lo largo de las perforaciones y en el filo de la elipse. no intentan hacer cálculos complejos que se desvíen de este comportamiento plano. Intentan capturar el comportamiento significativo de los modelos planos sin la complejidad de los cálculos. asfaltenos. b) Modelos planos tridimensionales. gradiente de temperatura. no prescriben una forma de fractura sino que. su composición. Si es aceite. que puede causar que la fractura tome. se dispone de datos limitados en los tratamientos para validar el modelo usado. En el primero. composición. Si un simulador incorpora el modelo correcto. Los tres principales tipos de modelos 3D que incluyen el crecimiento de la altura se categorizan por sus principales suposiciones: a) Modelos generales 3D. contenido de ácido sulfhídrico. Desde el punto de vista comercial de los tratamientos hidráulicos. Si es gas. d) Propiedades del yacimiento: presión original. saturación de agua. Los modelos basados en celdas representan la fractura como una serie de celdas conectadas. al inicio. generalmente. Suponen que puede haber factores. A diferencia de los modelos de los grupos 1 y 2 discutidos arriba. por acoplamiento u otra manera. etc. Asimismo. c) Modelos pseudo tridimensionales. Está fuera del objetivo de esta guía presentar o demostrar ecuaciones matemáticas muy complejas. modulo de Young. porosidad. éste debe coincidir tanto en la presión de tratamiento como en la geometría de la fractura. c) Propiedades del fluido del yacimiento: tipo y composición del fluido. una dirección particular. tendrá una orientación perpendicular al mínimo esfuerzo. asumen un plano de esfuerzos y no acoplan totalmente el cálculo del flujo de fluidos en la dirección vertical al cálculo de la geometría de fractura. Sea cual fuere el tipo de modelo que se use para calcular la geometría de fractura. pero. etc. finalmente.Fracturamientos Hidráulicos tridimensionales. como la orientación del pozo o el patrón de disparos. Existen en Gerencia de Ingeniería 8 . parafinas. La longitud horizontal y la punta de la extensión vertical del pozo se calculan para cada intervalo de tiempo. los cuales pueden sumarse: ∆p cercadelpozo = ∆p pf + ∆ptort + ∆p misalign (9) Salvo la fricción a través de los disparos. En estos modelos. el flujo de fluidos se describe por ecuaciones de conservación de masa (incluyendo la densidad del fluido) y se expresa en términos de velocidad. Existen modelos para esos mecanismos de incremento de presión y cada mecanismo tiene uno o más parámetros. Vale decir que esas ecuaciones se plantean como vectoriales y de conservación de momentum. pues incrementan la presión neta y aumentan las probabilidades de arenamiento causado por el limitado ancho de fractura cerca del pozo. puntos estrechos inducidos de la roca y fracturas múltiples.La fricción a través de los disparos .2. tanto newtonianos como no newtonianos (principalmente del tipo plásticos de Bingham y de ley de potencias. que pueden ser evaluados con datos de campo Fricción en los disparos. sin embargo. si no se orientan en la dirección señalada y los pozos son direccionales. Además. permiten no sólo mejorar los diseños en el campo sino seleccionar el fluido y el apuntalante más adecuado. resulta importante mencionar que estos software consideran en sus cálculos algunos de los conceptos técnicos básicos que se discutieron al comentar los dos primeros grupos de modelos.Fracturamientos Hidráulicos el mercado distintos software que involucran los parámetros técnicos y económicos más importantes en el diseño de una fractura. los avances en la investigación han permitido incorporar nuevos modelos matemáticos que simulan distintas condiciones de operación y que. 4.La fricción por un desalineamiento de los disparos. donde se fundamenta lo señalado en el párrafo anterior. no es posible predecir los efectos cerca del pozo. Todos ellos disminuyen el éxito del tratamiento. es muy difícil predecir las caídas de presión cerca del pozo en agujeros desviados debido a la incertidumbre de la geometría de fractura cerca de la vecindad del pozo. alineación inadecuada de la fase de disparos. Geometría de fractura alrededor del pozo. Los tres supuestos componentes en la pérdida de presión en la vecindad del agujero son: . La guía de usuario del simulador de fracturas M Frac III es una buena referencia. Disparos y efecto de desviación. Tortuosidad y otros efectos en la vecindad del pozo En pozos desviados. disparados inadecuadamente o mal diseñados. El propósito principal de conocer los efectos cerca del pozo es entender el origen de su arenamiento. Esas pérdidas en la vecindad del agujero son atribuidas a efectos como la tortuosidad (cambio o giro imprevisto o repentino de fractura). Este modelo tridimensional plano resuelve ecuaciones muy complejas para simular condiciones de distintos fluidos. obviamente. se observan en la vecindad grandes pérdidas por fricción. Otros estudios muestran que.Los giros de la fractura (por ejemplo la tortuosidad) . la fractura puede crecer en forma de “S”. Un pozo disparado de manera deficiente tiene un efecto significativo en la ejecución y Gerencia de Ingeniería 9 . En realidad. y que esto pueda predecirse y prevenirse. Es importante entender estos fenómenos y el efecto que tiene la geometría de la fractura cerca del pozo en el desarrollo del tratamiento. Algunos estudios han encontrado que los disparos deben estar orientados en un rango de 10º a 20º dentro del plano normal del mínimo esfuerzo para que la fractura inicie en los disparos y se extienda. la orientación de los disparos al plano de la fractura puede ser tan similar como una fase de 90o. Cuando la fractura se abre contra un esfuerzo mayor que el mínimo in situ. La fractura gira y cambia para alinearse con la dirección preferente de propagación. Se define como un camino “retorcido” que conecta el pozo al cuerpo principal de la fractura. Tortuosidad. el fluido se comunicará con la fractura a través de estrechos canales alrededor de la tubería de revestimiento. Estos canales pueden causar altas presiones de tratamiento debido a las restricciones en la anchura (Figura 3). Nolte señaló que si la fractura no inicia en los disparos. el ancho de la fractura se reduce con relación a aquélla que gira. a menos que se contara con la información de la dirección de esfuerzos de un pozo en particular y de los accesorios necesarios para perforar la tubería. con tal velocidad que erosionan los puntos estrechos. La mayoría de los disparos no están alineados con el plano preferencial de fractura. este efecto es despreciable. Sus ecuaciones se basan en el gasto de flujo. los esfuerzos mínimos horizontales y otros datos experimentales o de campo. El ancho de fractura es proporcional a la diferencia entre la presión en la fractura y el esfuerzo contra el cual se abre la fractura. Restricción Pozo A Pozo Fractura plana Di sparos Reorientación de la fractura Figura 3. una alineación casi perfecta de fase 0o causa una propagación preferencial de fractura de una “ala” con penetración de la “ala” compañera.Fracturamientos Hidráulicos evaluación de un tratamiento de fractura debido a que los disparos afectan la presión de rompimiento y de tratamiento. Si se usa una pistola fase 0o. El desalineamiento entre disparos y el plano de la fractura provoca puntos muy ajustados θ Figura 2. Este proceso de reducción del ancho de fractura a lo largo de la reorientación del camino restringe el flujo y podría causar un arenamiento en la vecindad del pozo. de otra manera el efecto se toma constante durante todo el tratamiento. Por otra parte. Gerencia de Ingeniería 10 . En la Figura 2 se muestra cómo una fractura puede cambiar y girar para alinearse con el plano preferente de fractura. Desalineamiento de fases. debido a la caída de presión que resulta del flujo alrededor del anular hacia la “ala” no conectada. pudiendo provocar un arenamiento. Si los disparos son de la fase y tamaño adecuado. atravesando el micro anillo (A) y pasando el área restringida antes de entrar al cuerpo principal de la fractura. Los simuladores P3D actuales representan el comportamiento y calculan la fractura. Fracturamientos Hidráulicos lo que puede provocar un arenamiento prematuro debido al puenteo o taponamiento del apuntalante. y la conductividad de la fractura que generan es baja. Se deriva del Guar con Óxido de Propileno. de cadena larga. sin embargo. contiene de 2 a 4% de residuos insolubles. sin embargo a medida que esta se incrementa estas soluciones se adelgazan significativamente.1. aumentando la viscosidad del fluido. sin embargo son inflamables e impactan de manera severa el ambiente. Fue de las primeras utilizadas para viscosificar el agua usada en los fracturamientos. el aumentar la concentración de polímeros ( carga polimérica) puede neutralizar los efectos térmicos. b) El hidroxipropil guar (HPG). básicamente podemos nombrar los siguientes a) Goma guar.1. su inconveniente es el manejo y almacenamiento de alto riesgo por ser muy volátiles y contaminantes. muchos polímeros solubles en agua pueden ser utilizados para proporcionar una elevada viscosidad capaz de sustentar el apuntalante a temperatura ambiente. las pérdidas por fricción en el sistema son muy altas. cuando éste quiere entrar a la fractura. es un polímero de alto peso molecular. desarrollándose y extendiéndose en la solución. tiene una alta afinidad con el agua. transportan arena en bajas concentraciones (máximo 3 o 4 lb/gal). Los primeros fluidos base aceite utilizados en fracturamientos con apuntalante fueron aceites crudos estabilizados. ni práctico por el daño que provoca en la cara de la fractura. Los fluidos base diesel o kerosina aportan altos valores de viscosidad. lo que ayuda a transportar más arena y alcanzar geometrías de fractura mayores en ancho y longitud y por consiguiente una mayor conductividad. no causan daño y el flujo de retorno es incorporado directamente a la producción. Mínimo daño a la permeabilidad de la formación y fractura. En este aspecto el avance tecnológico ha permitido el desarrollo de nuevos fluidos fracturantes. 5. En su lugar se utilizan agentes activadores cuya función es incrementar el peso molecular efectivo del polímero. derivados de la goma natural guar o derivados celulósicos. pero algunos estudios (Almond y Cía. 1984 y Brannon y Pulsinelle 1992) indican que ambas (Guar Gerencia de Ingeniería 11 . Polímeros viscosificantes Existen distintos tipos.1. su manejo y almacenamiento requieren de condiciones muy seguras. Fácil remoción después del tratamiento Compatibilidad con los fluidos de formación. Por su bajo costo. pero no resulta económico. lo que crea un medio para que las moléculas del polímero se asocien con las del agua. al agregarse al agua se hincha y se hidrata. SISTEMAS DE FLUIDOS FRACTURANTES 5. por lo que actualmente se usa en formaciones altamente sensibles al agua. alto desempeño y fácil manejo los fluidos base agua son muy usados en los tratamientos de fracturamiento hidráulico. Las propiedades que debe cumplir un fluido fracturante son las siguientes: Bajo coeficiente de perdida Alta capacidad de transporte del apuntalante Bajas perdidas de presión por fricción en las tuberías y altas en la fractura. Fluidos fracturantes Pueden ser de base agua o aceite. 5. Este polímero provoca una activación con iones metálicos como aluminatos. Actualmente hay en el mercado fluidos fracturantes más limpios y ecológicos. Gracias a esta condición. lo que le permite mayores viscosidades y trabajar en altas temperaturas. el HEC. Esta solución se comporta como un fluido ley de potencias aun a bajos esfuerzos de corte. g) La goma xantana. Es un biopolímero producido metabólicamente por el microorganismo xantomonas campestres. este tipo de fluidos combina polímeros de alta eficiencia con activadores de alto desempeño. aun en pozos con baja presión de fondo.1. Existen sistemas que no utilizan guar o HEC libre de polímeros y sólidos llamados fluidos visco elásticos. Es aplicable en rangos de temperatura de o 190 a 400 F. Son utilizados cuando se requiere un fluido muy limpio. Es un doble derivado del guar. Estos fluidos tienen una cadena de unidades de azúcar glucosa.Fracturamientos Hidráulicos y HPG) causan casi el mismo grado de daño. por lo mismo. donde las soluciones de HPG llegan a ser newtonianos. sin embargo esta HPG es más estable que el Guar a temperaturas o mayores (pozos > 150 C) y más soluble en alcohol. el cual se asocia con las moléculas de la salmuera formando estructuras cilíndricas llamadas micelas. Los hay en versión para baja temperatura y bajo PH. minimizar el daño a la formación. que sólo requieren de agua más un electrolito (cloruro de potasio o de amonio) y de un surfactante visco elástico (VES). d) Hidroxietil celulosa (HEC) o el hidroxipropil celulosa (HPC). Además. entre otras cosas. a diferencia de los 10 ó 12 cp que tiene el fluido activado con guar después de quebrado. e) Carboximetilhidroxietil celulosa (CMHEC). Las ventajas que ofrecen sobre los fluidos poliméricos es que no requieren de quebradores internos o externos. que le dan al fluido una viscosidad similar a la que desarrollan las cadenas de polímeros. son caros. para controlar la pérdida de fluidos. tener un control de bacterias o mejorar la estabilidad con 12 . Es también activado con zirconatos. Para esa aplicación es activado con aluminatos (que lo hacen más económico que un fluido HPG activado con zirconatos o titanatos). manteniendo una alta viscosidad durante mayor tiempo. Se ha demostrado que. Estos productos son de nueva generación y. 5. El daño causado al entorno ambiental y al yacimiento es mínimo. una vez que el trabajo finaliza. c) El carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG). zirconatos o titanatos en ambientes con PH de aproximadamente de 2 a 4. el primer polímero usado para pozos de baja temperatura. Pueden ser activadon a PH de 6 a 10 con zirconatos o con lantánidos. Aditivos Se usan para romper el fluido. ya que las moléculas del fluido vuelven a ser esféricas. Gerencia de Ingeniería Hoy en día existen fluidos llamados de baja carga polimérica. al igual que una menor cantidad de polímero para romper. Se forma al activar suavemente el HEC agregando el grupo carboximetil. pues al contacto con los hidrocarburos de la formación su estructura pierde las propiedades visco elásticas. ajustar el PH. Bajo ciertos esfuerzos de deformación (de corte) menores de 10 s-1. obteniéndose agua con 1 cp de viscosidad.2. las soluciones de xantana suspenden mejor la arena que la HPG h) Fluidos de nueva generación. el flujo de retorno será más fácil. incrementan la conductividad de la fractura debido a que requieren de menor cantidad de polímero en la zona de interés. incluso algunos estabilizadores de arcilla y espumantes. La selección del activador dependerá del polímero utilizado para generar el gel lineal.Fracturamientos Hidráulicos la temperatura. tipo de activador y la presencia de otros componentes orgánicos que reaccionan con el activador. si la concentración excede el rango óptimo. a) Activadores de viscosidad. Son agentes reticuladores que unen las cadenas formadas por el polímero y elevan considerablemente la viscosidad. potasio y sodio. Los contaminantes químicos (como bicarbonatos. Reducen la viscosidad del sistema fluido-apuntalante. Por debajo de 125 oF es muy lenta. fosfatos o silicatos) presentes en el agua de mezcla. la generación de radicales sulfatos ocurre muy rápidamente. Si la concentración del activador es muy baja. Los más usados son los oxidantes y las enzimas. Debe vigilarse la limpieza de los tanques antes de que sean llenados con el agua de fractura. formuladas para degradar de manera particular los fluidos poliméricos base guar o celulósicos y sus derivados. La Tabla 1 muestra las características principales de los activadores más usados. Debido a que son activas a temperatura ambiente. activando el fluido. el rompedor activo es cubierto con una película que actúa como una barrera entre el rompedor y el fluido Gerencia de Ingeniería 13 . Son estables en diferentes rangos de temperatura. el ritmo de la activación será más rápido y la viscosidad final puede ser mucho más baja debido a la “syneresis” (precipitación de la solución polimérica causada por el colapso de la red polimérica). Esta descomposición es muy dependiente de la temperatura. pueden interferir en el desempeño de los activadores. Recientemente existe en el mercado una nueva generación de enzimas llamadas “específicas”. el ritmo de la activación será más lenta y el desarrollo de la viscosidad será más baja que la esperada. provoca “agua libre”. zirconatos. tales como la temperatura y el PH del fluido. Entre los más comunes se tienen los boratos. En casos más severos. Bajo ciertas condiciones. Por arriba de esta temperatura. Se usan en ambientes moderados en rangos de PH de 3. soportan hasta 275 oF y encapsuladas hasta 300 oF. para usarse sin que se comprometa la viscosidad del fluido durante el bombeo. sin embargo. Por el contrario. reduciendo su peso molecular y su habilidad viscosificante. Existen rompedores ( quebradores) del tipo encapsulado que permiten altas concentraciones. Su descomposición térmica produce radicales de sulfatos altamente reactivos que atacan el polímero. aluminatos. En un rompedor encapsulado. puede acelerarse con la adición de aminas. partiendo el polímero en fragmentos de bajo peso molecular. de la temperatura de operación y del PH del sistema. Debe cuidarse que uno no interfiera en la función de otro. Se pueden manipular muchos factores para controlar el ritmo de activación. si se usa sólo el persulfato. éstas son también utilizadas como rompedores para reducir la viscosidad de cualquiera de los fluidos base agua. En cuanto a las enzimas.5 a 8 y temperaturas menores de 150 oF (otras enzimas trabajan con rango de PH superiores de 10 y por arriba de 150 oF). Entre los primeros se encuentran los oxidantes de persulfato de amonio. son tan reactivas como los persulfatos. las enzimas empiezan a degradar el polímero inmediatamente que se mezcla. b) Quebradores. condiciones de deformación. efectivas en fluidos con rangos de PH desde 3 a 11. éstas arruinan el gel reduciendo el peso molecular del polímero. son también buenos aditivos de pérdida.Pérdida por una matriz de permeabilidad alta o baja. son excelentes fuentes de origen de comida para las bacterias. HPG.11 3-5 Rango de PH 8 . como los almidones. CMHPG. Cualquier tipo de rompedor puede ser encapsulado. Otras partículas. Guar++. La Tabla 2 es una guía de los principales rompedores y sus características de aplicación. Aditivos para pérdida de filtrado. incluso enzimas y ácidos. algunas bacterias pueden sobrevivir y reducir los iones de sulfatos a ácido sulfhídrico. Los polisacáridos (polímeros de azúcar) usados para espesar el agua. CMHPG Guar. Las resinas solubles en aceite también son usadas como control de pérdida de filtrado.Pérdida por microfracturas Generalmente las formaciones con baja permeabilidad tienen abiertos los poros más pequeños. La efectividad de los aditivos dependerá del tipo de problema de pérdida: . Tienen la ventaja sobre la harina sílica y los almidones en que son solubles en aceite y se disuelven en hidrocarburos líquidos producidos. de tal manera que esos espacios puedan ser puenteados.Fracturamientos Hidráulicos fracturante. Estos son polisacáridos de cadena larga de moléculas de glucosa. los polímeros y aditivos pueden ser capaces de penetrar la mayoría de los poros y formar un enjarre interno. Una roca de 0. Bactericidas.0 µm. CMPHEC+ 3 . El rango de tamaño de poro puede ser muy largo. c).1 mD puede tener un diámetro de poro promedio menor de 1. CMHEC CMHPG. mientras que una roca de 500 mD lo tiene de 20 µm. Un buen control de pérdida de filtrado es esencial para un tratamiento eficiente. La harina sílica es un aditivo efectivo de pérdida de filtrado y ayuda a establecer un enjarre. ya que se tiene un amplio rango de tamaño de partículas. Una vez que se introduce dentro del yacimiento. lo que beneficia a los aditivos de pérdida. ya que pueden puentear y sellar los poros para reducir la pérdida de fluido. HPG++.11 3 .Características de los Activadores comúnmente usados Activador Borato Titanato Zirconato Aluminato Polímero Activado Guar. En formaciones de alta permeabilidad. Tabla 1. d)..12 Temperatura límite o superior ( F) Deformación degradada + ++ 325 325 400 150 No (3-5) Si Si Si Activa con PH bajos Activa con PH altos (7-10) Gerencia de Ingeniería 14 . . HPG. Previenen la pérdida de viscosidad causada por bacterias que degradan el polímero. CMHEC+ CMHPG. PH y otros químicos puede acortar considerablemente su tiempo de vida. Suelen ser compuestos salinos. la incorporación del solvente en la cadena polimérica. cuando se tienen altas temperaturas de operación. esto se logra mejor con oxidantes. a menos que se expongan a condiciones extremas de temperatura o PH.Selección de rompedores Criterio de Selección Oxidantes Enzimas Observaciones Desempeño temperatura en alta Los oxidantes son aplicables en altas temperaturas.. pero no siempre inactivan la enzima que produce y que es la responsable de romper el polímero. es decir. que permita el proceso de reticulación (activación). entre otros. para asegurar que el nivel de enzima bacterial se mantendrá bajo. Las enzimas. retardando la degradación. por lo que su control es necesario para un buen desempeño. (Para más detalle. son usadas para el control de bacterias. Los buffers de hidratación. Bajo condiciones ideales ( menos de 80 oC y PH entre 5 -8) la enzima rompe el polimero en pequeños fracgmentos que se oxidan. sin embargo. Un rompimiento rápido permite un retorno agil del pozo. su sensibilidad a la temperatura. g). Controladores de PH (buffers). como el tiosulfato de sodio (Na2S2O3). como el acetato de sodio o el bicarbonato de sodio. clorofenatos. para que el agente reticulante se active y Gerencia de Ingeniería 15 . Por lo general. Es un material que. ver la Guía de estimulaciones).Fracturamientos Hidráulicos Tabla 2. un líquido y un gas o un líquido y un sólido. Promueven la limpieza del fluido fracturante de la fractura. aminas cuaternarias e isotiazolinas. Por esta razón es práctica común agregar el bactericida a los tanques de fractura antes de que se agregue el agua. los oxidantes son afectados por apuntalantes cubiertos con resina curables lo que no afecta a las enzimas. y se adicionan para facilitar la formación del gel lineal (fluido sin activar). Los bactericidas no son necesarios en fluidos base aceite ni en fracturamientos ácidos. sin embargo las enzimas específicas han demostrado una evolución con respecto a las enzimas tradicionales Las enzimas son altamente sensibles al PH.Surfactantes. como pueden ser dos líquidos (aceite y agua). Se adicionan al gel lineal (fluido fracturante sin activar) para proporcionar mayor estabilidad al fluido. que favorecen la formación de uniones intermoleculares. Algunos bactericidas y agentes de control de arcillas son surfactantes. por lo general son sales. mejorando la hidratación. Se utilizan por dos razones específicas: para facilitar la hidratación o para proporcionar y mantener un determinado rango de pH. reaccionan con los polímeros por un período de tiempo mas extendido ( días) que los oxidantes ( horas). los materiales matan la bacteria. ayudan a mantener la viscosidad del gel reticulado a estas temperaturas. Normalmente. ya formado. También llamados agentes activos de superficie. normalmente arriba de 200 oF. f). Llas enzimas específicas han mejorado muchas de las características de las enzimas tradicionales. absorbe la interfase de dos líquidos inmiscibles. e). Estabilizadores. para reducir las tensiones superficiales o interfaciales. las enzimas tienen algo de actividad en T arriba de 105 oC y hasta 149 oC en el caso de las enzimas específicas En teoría las enzimas tienen la ventaja debido a su naturaleza catalítica. Los buffers para control de pH se adicionan al gel lineal. Son usados principalmente para estabilizar emulsiones de aceite en agua. a bajas concentraciones. Integridad rompimiento del Duración del rompedor Rápido rompimiento Sensibilidad química Materiales como glutaraldehidos. Para los fluidos que contienen apuntalante del 20 al 80% del volumen total de tratamiento de fractura. mismos que pueden usarse en el diseño de la fractura y simuladores de producción. permite obtener datos representativos del desempeño en áreas críticas. geometría de flujo. h). Los aditivos de los fluidos fracturantes y los sistemas de fluido se caracterizan por los siguientes propósitos: Desarrollar el sistema y aditivos Obtener los datos de entrada para el simulador de diseño de fracturas Controlar la calidad antes o durante el tratamiento La caracterización del sistema determina si una nueva composición mejora un sistema existente o si puede tener un desempeño similar a menor costo. Se usan soluciones del 1 al 3% de cloruro de potasio para estabilizar las arcillas y prevenir su hinchamiento. y es obtenida usando el viscosímetro cilíndrico concéntrico rotacional (Fann). (ver Guía de molienda de empacadores para mejor referencia de este modelo). lo que afecta su viscosidad. como el carbonato de potasio. y que deben determinarse antes de utilizar el sistema de fluido en el campo. También los cationes orgánicos de tetrametil cloruro de amonio son usados como efectivos estabilizadores. Estabilizadores de arcilla. De igual manera. 5. son soluciones de sales. Es el más usado para representar el comportamiento de los fluidos de fractura en los simuladores de diseño de fracturas. de la temperatura del fluido y del tiempo. tales como: reología. actualmente existen pocos datos reológicos para estas lechadas. Las propiedades reológicas son la clave para cumplir con el objetivo de un fluido fracturante. ritmo de pérdida Gerencia de Ingeniería 16 . Los modelos reológicos y su control permiten representar tanto los fluidos base agua como los complejos fluidos de espuma (fuera del objetivo de esta guía). Utilizados básicamente para la prevención de migración de arcillas. tiempo y tamaño del apuntalante. Modelo ley de potencias. conductividad de fractura y daño a la formación. la cual es una función de la velocidad de corte. Reología de la lechada. Hay un vínculo muy cercano entre la química de los fluidos y sus propiedades físicas.2. temperatura. Los datos se relacionan con un modelo matemático para predecir la viscosidad del fluido en varios ambientes que ocurren durante el proceso de fractura. pérdidas por fricción en tuberías. su capacidad para transportar apuntalante y su tendencia a la pérdida de fluido (filtración) en el medio poroso. Caracterización fracturantes de los fluidos de fluidos. Reología.Fracturamientos Hidráulicos pueda formar los enlaces entrecruzados entre las cadenas poliméricas. La determinación de la reología de las lechadas de fractura es un problema considerable debido a la dependencia sobre la composición del fluido. La propiedad que se determina es la viscosidad aparente. Por lo general. Las evaluaciones de laboratorio más comunes son las mediciones reológicas del esfuerzo de corte estacionario. El American Petroleum Institute (API) ha publicado prácticas recomendadas para algunos métodos de caracterización de laboratorio. densidad y concentración. La diferencia entre la presión de fractura y la de producción en el fondo proporciona un estimado del esfuerzo máximo efectivo (esfuerzo de cierre) sobre el apuntalante. Propiedades físicas del apuntalante. es decir. resulta crítico para el éxito de la operación colocar el tipo y la concentración adecuada de apuntalante. en todo caso. en formaciones suaves. cuando la presión fluyendo en las perforaciones es baja o inicialmente baja durante la producción debido a que el gradiente de fractura está en su máximo. La degradación del apuntalante a lo largo del tiempo Las propiedades físicas que debe tener un apuntalante y que impactan en la conductividad de la fractura son: Resistencia Distribución y tamaño del grano Cantidad de finos e impurezas Redondez y esfericidad Densidad Para abrir y propagar un fracturamiento hidráulico. el apuntalante se puede “embeber”. Después de poner en producción el pozo. Su visualización se hace a través de cualquier monitor incluso in situ. Las condiciones en que se presenta un máximo trituramiento pueden ocurrir durante el reflujo del pozo y las pruebas de producción. Los apuntalantes están diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la formación. El tipo y tamaño de apuntalante se determina en términos de costo-beneficio. el máximo esfuerzo efectivo sobre el apuntalante es menor. Permeabilidad empacada del apuntalante. sería imposible diseñar un tratamiento que proporcione una geometría de fractura específica. si el pozo al inicio está terminado y produciendo con una elevada presión de fondo y un gasto de producción constante. Los apuntalantes de mayor tamaño proporcionan un empaque más Gerencia de Ingeniería 17 . realizar los ajustes necesarios en el diseño. Este valor es calculado a tiempo real a través del software. 6. La Figura 4 muestra la comparación de resistencias de algunos apuntalantes y la permeabilidad que generan. los apuntalantes crean una conductividad (permeabilidad en Darcys por cada pie de longitud de fractura apuntalada) en la formación. estos tienden a cerrar la fractura y confinar el apuntalante. debe rebasarse los esfuerzos in situ. Movimientos de finos de formación en la fractura. y se debe seleccionar de acuerdo con los esfuerzos a que estará sometido y a la dureza de la roca. De igual manera. incrustarse en las paredes de la formación.Fracturamientos Hidráulicos Filtrado. Sin esta información. Efectos de la concentración de polímeros después del cierre de la fractura. Sin embargo. Uno de los puntos clave en el diseño de un tratamiento de fracturas es el conocimiento preciso de qué tan rápido se perderán los fluidos en la fractura hacia el yacimiento. el esfuerzo de cierre triturará el apuntalante. creando finos que reducirán la permeabilidad y la conductividad. Los factores que afectan la conductividad de fractura son: Composición del apuntalante. Los tratamientos de minifracturas o el precolchón durante los tratamientos permiten estimar el coeficiente de filtrado y. Si la resistencia del apuntalante es inadecuada. CARACTERÍSTICAS DE LOS APUNTALANTES Además de sostener las paredes de la fractura. Una vez concluido el bombeo. disminuye su resistencia). La redondez de un grano de apuntalante es una medida de la forma relativa de las esquinas de un grano o de su curvatura. Por ejemplo. Si la distribución del tamaño de los granos es tal que el rango de medición contiene un alto porcentaje de granos pequeños. las dificultades de transportar y colocar el apuntalante. Su uso debe evaluarse en función de la formación a apuntalar. Aunque estos apuntalantes pequeños ofrecen una conductividad inicial baja. La esfericidad y la redondez del apuntalante tienen un efecto significativo en la conductividad de la fractura. la permeabilidad empacada con el apuntalante (y su conductividad) se reducirán en comparación con la empacada con granos más pequeños. Gerencia de Ingeniería 18 . 20% de material más fino que la malla No. Los apuntalantes de tamaño grande pueden ser menos efectivos en pozos profundos porque son más susceptibles de ser aplastados. causando taponamientos parciales y rápidas reducciones en la permeabilidad. resultando en mayores cargas antes de que el grano se fracture. La presencia significativa de finos puede reducir altamente la permeabilidad de la fractura. ya que la permeabilidad se incrementa con el cuadrado del diámetro del grano. el promedio de conductividad a lo largo de la vida del pozo es mayor comparada con las altas productividades iniciales que proporcionan los apuntalantes de mayor tamaño (lo que normalmente se convierte en una rápida declinación).Fracturamientos Hidráulicos permeable. ya que los esfuerzos de cierre son mayores (a medida que el tamaño de grano se incrementa. es decir. 10 Apuntal ante de alta resistencia Permeabilidad (Darcys) Apuntal ante de resistencia intermedia 100 Arena cubierta con resina Arena 1000 2000 6000 10000 14000 Esfuerzo de cierre Figura 4. ya que los finos tienden a invadir el empaque apuntalado. Comparación de la resistencia de varios tipos de apuntalante A medida que el esfuerzo de cierre se hace mayor. En estos casos. aumenta el esfuerzo horizontal mínimo. es más adecuado usar apuntalantes más pequeños que resistan la invasión de finos. La esfericidad es una medida de qué tanto el grano de una partícula de apuntalante se parece a una esfera. los esfuerzos sobre él se distribuyen más uniformemente. ocurre una reducción significativa de la conductividad de la fractura lograda con la colocación de un determinado apuntalante. Los apuntalantes grandes presentan un mayor problema en su colocación por dos razones: se requiere una fractura ancha para los granos mayores y el ritmo de colocación de las partículas aumenta con el incremento del tamaño. Si los granos son redondos y más o menos del mismo tamaño. 40 reducirá la permeabilidad de la arena 20/40 en un factor de 5. Las formaciones sucias o sujetas a migración de finos son poco indicadas para apuntalantes grandes. La Figura 5 muestra la variación de la conductividad con el esfuerzo de cierre. Así. produciendo finos que reducen la conductividad de fractura. METODOLOGÍA DE DISEÑO 7. Control de calidad de fluidos fracturantes y apuntalantes El control de calidad a los fluidos debe realizarse antes. Si el tratamiento se realiza en un pozo productor. lo que da como resultado un retorno más rápido de la inversión. Esto puede mejorarse utilizando fluidos altamente viscosos o incrementando el gasto de inyección para reducir el tiempo de tratamiento y el tiempo de suspensión. se revisa que el agua cumpla con las características requeridas para la operación. los materiales y los aditivos utilizados. del uso de agentes gelatinizantes y del control de pérdida de filtrado.pie) ESFUERZO DE CIERRE (psi) Figura 5. ya que las reservas son recuperadas en período de tiempo más corto.1. Las normas API recomiendan un límite para la arena. 7. el tratamiento de fractura.Fracturamientos Hidráulicos Los granos angulosos fallan en esfuerzos de cierre bajos. durante y después del fracturamiento hidráulico. sin bacterias o exceso de fierro que pueda causar daño al yacimiento. En ambos parámetros es de 0. asumiendo que contenga hidrocarburos para producir y que la presión sea suficiente en el yacimiento. La Tabla 4 presenta los apuntalantes más comúnmente utilizados en México y algunas de sus características. del agua de fractura. Es de suma Gerencia de Ingeniería 19 . Para la realización de un trabajo de fracturamiento. apuntalantes de alta densidad son más difíciles de suspender en el fluido fracturante y transportarlos a la fractura. porque el ritmo de colocación aumenta linealmente con la densidad.1. Apuntalante 20/40 6000 5500 5000 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 Aren a Otawa AcFr ac PR Carbolite Carbo Prop HC Interprop “I” Interprop Plus Dura-prop Super-prop importancia para tener una mejor certidumbre del desarrollo de la operación. Cada fracturamiento requiere diferentes diseños hasta obtener la mejor propuesta a sus objetivos. ya que permite certificar la calidad del apuntalante. El costo del trabajo depende del tipo y volumen de fluidos de fractura. Fundamentos Existen dos razones por las cuales se realiza un tratamiento de fractura en un pozo: para incrementar su producción o su inyectividad. Conductividad de fractura para diferentes apuntalantes 6. por lo general. De acuerdo con la temperatura. La densidad del apuntalante influye en su transporte. El diseño de un tratamiento involucra un proceso de optimización que permite balancear la predicción del incremento de producción con su costo asociado. debe contarse con una CONDUCTIV IDAD DE FRACTURA (m D . Con base en los resultados de las pruebas puede sugerirse utilizar un fluido con menos carga polimérica o con más rompedor del recomendado. tipo y cantidad de agente sustentante y nivel de potencia requerida.6. incrementa la producción. por lo que deben considerarse los siguientes parámetros de diseño: Litología y mineralogía de la formación. Análisis postfractura de pozos vecinos. la resistencia de la roca gobierna el espesor de fractura y el tipo y procedimiento de colocación del agente sustentante. La relación de Poisson está ligada al esfuerzo horizontal actuante sobre la roca y al gradiente de fractura.Fracturamientos Hidráulicos cantidad de información previa y con una serie de herramientas como: Registros eléctricos. Fluidos y energía del yacimiento.2. Consideraciones de diseño El diseño de un trabajo de fracturamiento es exclusivo para un determinado pozo y no debe ser aplicado a otro. 16/30 RESISTENCIA (PSI) Hasta 4000 Hasta 8000 Hasta 10000 Hasta 12000 Hasta 14000 Hasta 5000 Hasta 6000 NOMBRE COMERCIAL OTAW A. 7. Estudios de laboratorio sobre propiedades de la formación Características del fluido de fractura y del apuntalante. su mecanismo de producción y características de los fluidos de yacimiento. Analizar los valores de porosidad y permeabilidad para determinar la conductividad y longitud de fractura. 12/20 20/40. CARBOLITE CARBOPROP. pues el éxito logrado en el primero muy probablemente no se repetirá en el segundo. Resultados del análisis de la presión transitoria del yacimiento para estimar su permeabilidad y daño. mientras que una zona con alta relación de Poisson confinará la fractura. CERAMEX I HYPERPROP. CERAMEX E DAYNAPROP. 16/30 20/40.Apuntalantes de mayor uso comercial en Mexico Gerencia de Ingeniería 20 . El análisis petrográfico de la roca de yacimiento es un factor clave de TIPO DE ARENA Cuarcitica Sintética Sintética Sintética Sintética Cuarcítica curable cubierta con resina Cuarcítica curable cubierta con resina éxito. Análisis de pruebas micro y minifrac. VOCA ECONOPROP. Los esfuerzos horizontales en los estratos limitantes se relacionan con la posibilidad de que la fractura se extienda por encima o por debajo de la zona de interés. 16/30 20/40 20/40. VALUEPROP NAPLITE. INTERPROP CARBOHSP. 16/20 20/40. El módulo de Young está relacionado con el ancho de fractura y con la posibilidad de obtención de fracturas altamente conductivas. Se requiere de un conocimiento detallado de la geología del yacimiento específico. probablemente no servirá como barrera efectiva para la extensión de la fractura. 12/20 20/40. el contenido de asfaltenos y las características de MALLA 20/40.. CERAMEX P Sintética curable cubierta con resina Sintética curable cubierta con resina Sintética curable cubierta con resina Hasta 10000 Hasta 12000 Hasta 14000 20/40 20/40 20/40 Tabla 4. Una zona con un esfuerzo horizontal pequeño y baja relación de Poisson. su tendencia a formar emulsiones. Modelos para el diseño de fracturas hidráulicas. La viscosidad del crudo. Así mismo. 16/30. Análisis pre y postfractura de pozos vecinos. SINTERED BAUXITE SUPER LC. Geometría de la fractura. ACFRAC SB EXCEL SUPER DC. Simuladores del comportamiento de la producción del yacimiento. UNIMIN. ACFRAC SB PRIME MAGNAPROP. 3. Obviamente. Los simuladores Gerencia de Ingeniería 21 . soluciones analíticas. tratamientos de calibración y análisis de registros. el software de diseño maneja estos parámetros. 7. en la cual se modela el efecto de la adición de sustentante en su penetración y concentración a lo largo de la fractura. modelos para la geometría de la fractura en 2 ó 3 dimensiones. que deben ser previstas con anticipación y tomadas en cuenta para que permita la ejecución del trabajo con seguridad y el retorno del pozo a producción después del tratamiento.2. 2. 5. Los pozos a los que se les vaya a hacer un trabajo de fracturamiento deben contar con ciertas características en su terminación y sistema de conexiones. 6. Determinación de la entrada de datos requeridos para el modelo geométrico seleccionado. Procedimiento para optimizar económicamente el diseño de la fractura Lo medular en el diseño de un tratamiento de fractura es optimizar el gasto de producción y la recuperación de la reserva de un pozo para maximizar su rentabilidad. El gasto de inyección y el volumen de apuntalante se utilizan para la programación del transporte. 7. prueba de laboratorio. 4.Fracturamientos Hidráulicos formación de parafinas deben considerarse en la selección y modificación del fluido de fractura. Debe tenerse conocimiento sobre la presión de yacimiento. Selección del sistema de fluidos aplicable a la formación. tipos de curvas. El gasto de inyección óptima es un balance entre la reducción de la pérdida de fluido y el incremento del caballaje hidráulico cuando el gasto se incrementa. Los software actuales (por ejemplo: simulador Mfrac III Institucional) permiten relacionar la productividad antes y después de la fractura. ya que es la responsable de la expulsión del fluido de fractura después de terminado el tratamiento. La precisión de la optimización depende de lo sofisticado del modelo y la exactitud de los parámetros incluidos. El procedimiento de optimización requiere métodos para determinar la geometría del agujero y producción de la fractura apuntalada. modelos analíticos o numéricos para simulación de la producción. Selección de un modelo apropiado de la propagación de la fractura y conductividad (ejemplo 3D y P3D) para las características de la formación y comportamiento de la presión sobre la base del esfuerzo in situ. y pueden utilizarse para comparar el comportamiento de varias longitudes y conductividad de fractura. Selección del apuntalante basándose en su resistencia y conductividad. Deberá ser considerada la degradación de algunos fluidos fracturantes en el diseño. cálculos del índice de productividad (IP).1. Un procedimiento básico para la optimización económica es como sigue: 1. Determinación de la penetración y conductividad de la fractura para una selección del tamaño del tratamiento y concentración del apuntalante por medio de un simulador. Configuración física del pozo. Determinación del máximo gasto de bombeo permitido. deberá modificarse de acuerdo con las limitaciones impuestas por las condiciones de terminación de dicho pozo. Determinación del volumen a bombear y la programación de inyección de material sustentante. basándose en la limitante de presión de los cabezales y tuberías. Si se va a hacer un trabajo de fracturamiento a un pozo ya existente o un pozo viejo. que pueden estar en forma de monograma. gastos de la inyección. Cálculo del costo total del tratamiento. Cálculo del valor presente de los ingresos netos de la producción basada en un gasto discontinuo (por ejemplo: la suma del valor presente para cada año del período seleccionado). 7. El número de iteraciones dependerá de la exactitud requerida y la exactitud de los parámetros de entrada para determinar los límites. Determinación del gasto de producción y recuperación acumulada en un determinado período seleccionado para una penetración de apuntalante y su correspondiente conductividad. Esto último generalmente se hace a través del cálculo del valor presente neto (VPN). Selección de un fluido de fractura Existe una amplia gama de fluidos de fractura para responder a la gran variedad de condiciones de un pozo. puede ayudar a determinar los valores de pérdida de filtrado para los fluidos reales a utilizar. El ciclo se puede repetir para otros materiales o condiciones. 9.2. Selección de las variables de diseño Cuando se diseña un trabajo de fracturamiento hidráulico pueden variar diversos parámetros.Fracturamientos Hidráulicos permiten realizar combinaciones de las variables a ser consideradas. Repetición del ciclo del proceso computacional hasta que el VPN decrece o se llega a la máxima longitud. sustentante y cédula de bombeo.2. tales como concentraciones de los líquidos y aditivos. La producción acumulada para una longitud específica estará aún aumentando. y comparar el efecto de varias variables para obtener un diseño óptimo ante una determinada situación. Construcción de curvas mostrando el VPN de la fractura con otros criterios económicos apropiados contra la penetración de la fractura. El tipo de sustentante y su programación de uso también deberán ser especificados. gasto de inyección. amplias Gerencia de Ingeniería 22 . pero sustrayendo el costo del tratamiento del ingreso neto descontado del pozo (paso 9 menos paso 8). El análisis de una prueba minifrac. 12. comparando las ganancias de la producción predicha con los costos del tratamiento. 8. Un número de modelos económicos combinan la geometría y los tipos de yacimientos para hacer estudios detallados en una cantidad de tiempo razonable. por lo que se deben considerar las siguientes variables: Base del fluido Viscosidad del fluido Propiedades de pérdida de filtrado Fricción en la tubería Volumen de fluido Gasto de inyección Tipo de sustentante Concentración del sustentante Propiedades físicas de la formación Temperatura del fluido en la fractura Las limitaciones de la mayoría de los factores presentados están relacionadas con el ancho de fractura. tipos de apuntalantes y concentraciones máximas o con otros modelos de la geometría. el volumen bombeado será especificado como parte del diseño y el gasto de inyección es usualmente predeterminado. A continuación se indican los pasos que ayudarán en la selección del fluido. 13. apuntalante y caballaje hidráulico. Típicamente.3. incluyendo los costos asociados con los fluidos.2. 10. realizada justo antes del trabajo de fractura. 11. Cálculo del VPN para la fractura. 7. Estos fluidos han sido diseñados para diferentes niveles de pH. Capacidad de transporte del sustentante. Se puede decir que la selección técnica del fluido de fractura estará basada en la compatibilidad con los fluidos y propiedades de la roca del pozo.4. En la selección de un fluido de fractura. Es la consideración más importante en la selección del fluido. Temperatura de fondo del pozo. Hay un cierto grado de dependencia de la permeabilidad de la formación. El volumen relativo de apuntalante ( vrp ) en lbm/md-ft3 refleja la cantidad de apuntalante requerido para alcanzar una conductividad específica: Vrp = ρ p (1 − ϕ p ) / k f (10) Gerencia de Ingeniería 23 . para las características prevalecientes de un proceso de fracturamiento. Cuando se selecciona el fluido de fractura se deben considerar tres elementos: disponibilidad.0020 0. con lo cual no podría ser arrastrado al interior de la fractura.0025 0. extender la fractura dentro de la formación. El apuntalante con la permeabilidad más alta no es siempre la opción óptima. una vez extraído el fluido. asegurar la limpieza del pozo después de la fractura.0010 0. controlar su depositación y. finalmente. la pérdida por filtrado y la limpieza de la formación. Deben considerarse el volumen de apuntalante y el costo requerido para obtener una conductividad óptima o deseada.000 Esfuerzo de cierre (psi) Figura 6. pero el control de pérdida de líquido para casi cualquier sistema de fluido que fractura puede ser mejorado usando los aditivos adecuados. si el fluido no mantiene la viscosidad a la temperatura de fondo del pozo. Pérdida de fluido.000 13.2. 1987). en la capacidad del fluido para trasmitir la presión hidráulica dentro de la fractura. La Figura 6 es un diagrama del volumen relativo del apuntalante contra el esfuerzo de cierre para diversos tipos de sustentante (Elbel y Sookprasong. La pérdida de fluido afecta el tiempo de la penetración y del cierre.0015 0. se da una fuerte pérdida de fluido por filtrado a la formación y la posibilidad de que se produzca un arenamiento. Los mecanismos que controlan la pérdida de fluido se discutieron en la sección 5. taponando el pozo. crear suficiente anchura de la fractura como para permitir la colocación del agente apuntalante dentro de la fractura. costo y calidad técnica. en fin. 7. Se relaciona con el tiempo de bombeo.000 15.0005 Arena café Arena Blanca del norte Arena cubierta con resina Bauxita ISP 0 1000 3000 5000 7000 9000 11. por la incapacidad de suspensión del agente transportador.Fracturamientos Hidráulicos variaciones de temperatura y. Volumen relativo del apuntalante contra el esfuerzo de cierre para diversos tipos de apuntalante. se debe evaluar la capacidad de suspensión del fluido a la temperatura de fondo de pozo para garantizar el transporte del apuntalante al interior de la fractura y reducir la posibilidad de arenamiento. Selección del apuntalante La consideración más importante para seleccionar el apuntalante es que optimice la permeabilidad o conductividad con la mejor relación costo / beneficio asociado. Las propiedades más importantes que debe tener un fluido de fractura fueron comentadas en la sección cinco. Costo relativo del apuntalante ($/md-ft3 ) 0. Debido a la fuerte dependencia de la estabilidad del fluido con la temperatura. 000 Esfuerzo de cierre (psi) Figura 7.300. Un diagrama de VPN contra la penetración apoyada se muestra en la Figura 8 para una ISP (Pci ) y una concentración de arena de 10. salvo limitantes por factores como el diámetro de la tubería de producción.000 15. el volumen relativo de apuntalante ( Vrp ) también aumenta.300.000 Un año NVP ($) 1. mayor es la producción. pérdida de filtrado.500. el querer una penetración adicional tendrá un costo mayor.0020 0. Gerencia de Ingeniería Dentro de estos limitantes. 7. caballaje hidráulico y límite de presión. el límite de conductividad realizable en la fractura.000 1.0015 0.5. La mayor permeabilidad lograda por concentración de apuntalante se alcanza con 16 ppg a 900 pies.0010 0.700. Costo relativo del apuntalante vs esfuerzo de cierre. 14 y 16 libras por galón (ppg).000 1. Arena 10 ppg ISP 10 ppg Arena 14 ppg ISP 14 ppg Arena 16 ppg ISP 16 ppg 2. Selección del tamaño del tratamiento Si se considera que el fluido del tratamiento y gasto de inyección fueron seleccionados considerando su capacidad para el transporte del apuntalante. generalmente 16 libras/gal (ppg) para los yacimientos de baja permeabilidad. el crecimiento de la altura de la fractura y el radio de drene del pozo.900.000 2. Aunque el máximo VPN es obtenido para una penetración especifica.100.2.0025 0.Fracturamientos Hidráulicos A medida que el esfuerzo se incrementa.000 13.000 100 300 500 700 900 Penetración del apuntalante (ft) 0. Se utilizan en los límites de las prácticas de uso del apuntalante en lbm/ft2 del área que se desea apuntalar (es decir. se observa que el VPN aumentó en un 35%. En la gráfica se puede observar que el menor VPN es para una concentración de arena de 10 ppg y la mayor rentabilidad a un año se alcanza entre 500 y 600 pies de penetración. 7.0005 Arena café Arena Blanca del norte Arena cubierta con resin a Bauxita ISP Figura 8.2. El producto de ( Vrp ) y el costo de cada apuntalante graficado contra el esfuerzo de cierre (Figura 7) refleja la rentabilidad para alcanzar la conductividad deseada. esto.6. por el bajo esfuerzo del apuntalante debido a la pérdida de permeabilidad y porosidad. determinada por las consideraciones económicas.100. Volumen del apuntalante re lativo (lbm/md-ft 3) Cuanto mayor es la longitud apuntalada de la fractura y mayor es el volumen de apuntalante. Selección del gasto de inyección 24 . Valor presente neto vs penetración para varios tipos y concentraciones de apuntalante 0 1000 3000 5000 7000 9000 11. el tamaño del tratamiento se debe basar idealmente en la penetración óptima de la fractura.000 1.000 1. 1 a 3 lbm/ft2) y las concentraciones máximas utilizadas para alcanzar las amplitudes de la fractura deseada. las otras consideraciones principales del diseño son: El tamaño del tratamiento Tipo de apuntalante Cédula de bombeo. por consiguiente. si existen diferencias significativas entre las predicciones del simulador y los resultados de campo. p neta = p w − pci (10) Cuando la presión neta alcanza la capacidad de presión de la formación. seleccione aquél que tome en cuenta los factores de mayor importancia para el caso en particular que se esté tratando.Fracturamientos Hidráulicos Depende de un gran número de factores. como resultado de disminuir los tiempos de pérdida de fluido. Selección del modelo geométrico Un paso importante en el diseño de la fractura es simular su geometría y la colocación del apuntalante. un modelo de pérdida de fluido. Existe un gran número de simuladores (discutidos en la sección 4).3. ya que se puede presentar problemas de colocación del apuntalante en el pozo en la medida que el trabajo se va desarrollando. Asimismo. evitando su caída. la fractura pierde confinamiento. Otras veces los errores pueden ser que el simulador elegido utiliza modelos de carácter simplista. Al aumentar la presión en la superficie también aumenta el caballaje hidráulico y. Si esto no produce resultados exitosos. el primer paso es la validación de la información que se ha introducido al simulador. un sofisticado simulador tridimensional puede dar predicciones alejadas de la realidad debido a que se le introdujo mucha información supuesta. Se deben considerar altos gastos de inyección para incrementar la eficiencia del tratamiento. dicho simulador Es difícil predecir con precisión toda la información de entrada requerida por los simuladores. incrementar el ancho y altura de la fractura.2. hasta que se está realizando la fractura. lo más probable es que éste haya recibido información inadecuada. Si se está en la posibilidad de elegir entre más de un simulador. debe intentarse con otro simulador. La primera es la presión de fondo en el pozo a nivel de los disparos (Phidrostática + Pbombeo) menos la presión de cierre de fractura ( p ci ). 7. La simulación permite al ingeniero de diseño: Asegurarse de que la adición del apuntalante no cause un arenamiento no deseado Determinar el fluido de tratamiento y volumen de apuntalante requerido. menos degradación de la viscosidad y reducir el tiempo de bombeo. Dos de ellos son la presión neta p neta y la capacidad de presión de formación. un modelo de viscosidad de fluido y un modelo de transporte del agente de sostén. La correcta evaluación del comportamiento de la fractura depende de varios parámetros. y limitarse a usar exclusivamente. el costo. Los Gerencia de Ingeniería 25 . 7. mientras que la capacidad de presión de la formación nos indica el límite de presión al cual la fractura se mantiene confinada. Su operación se basa en una teoría de geometría de fractura. y está definida por la ecuación 10. Por lo anterior. Evaluación de la fractura durante la operación. Asegurar que la concentración de apuntalante proporcione una adecuada conductividad. mejorar directamente la capacidad de transporte del apuntalante debido al incremento de la velocidad de la mezcla. Cuando los resultados de campo varían significativamente con respecto de lo pronosticado por el simulador.7. Es difícil describir el efecto que tiene el gasto de inyección sobre la capacidad de colocar el agente apuntalante. Log(BHTP-FCP°) 2. Esta etapa significa el arenamiento en el vértice de la fractura y es un indicativo de alerta de un potencial arenamiento en el Gerencia de Ingeniería 26 . (propagación vertical de la fractura fuera de la formación) esencialmente se está propagando longitudinalmente (obedece al modelo PKN).Fracturamientos Hidráulicos factores que controlan el confinamiento de la fractura son: 1. Esta etapa es generalmente corta en tiempo y termina cuando la fractura queda verticalmente confinada por formaciones adyacentes competentes (superior e inferior). En esta etapa es aplicable el modelo KGD. por lo que aquí sólo se presentan los criterios finales de análisis. pendiente cercana a cero. Aunque es deseable medir la p neta real en un fracturamiento. Evaluación del comportamiento de la fractura a partir de gráficas log-log. Exceso del esfuerzo actuando en fracturas naturales. Proceso de propagación de la fractura. donde la pendiente es cercana a la unidad. o alta pérdida de fluido a través de las caras de la fractura. La primera etapa indica el desarrollo inicial de la fractura. 3. a presión constante. por lo que la fractura se extiende longitudinalmente dentro del yacimiento. La Figura 9 ilustra las tres etapas típicas que se presentan en la evolución de la geometría de la fractura. Evolución geométrica de la fractura y presión durante el bombeo. indica que la fractura dejó de propagarse muy probablemente por excesiva pérdida de fluido. indica que la presión neta ya rebasó la capacidad de presión de la formación. La Figura 10 ilustra los diferentes modos de propagación de fractura. para estimar la presión neta. indica que la fractura está siendo contenida verticalmente (pendiente -1/8 a ¼-). La interpretación de las pendientes en una gráfica logarítmica de presión neta p neta vs tiempo permiten evaluar el comportamiento de la fractura. El modo ΙΙΙ . El contraste de esfuerzos entre los esfuerzos horizontales del yacimiento con los de las formaciones adyacentes. La tercera etapa se presenta cuando la presión neta se aproxima a la magnitud del esfuerzo mínimo de alguna de las barreras verticales. lo que ocasiona su apertura y consecuentemente alta pérdida de fluido. donde la pendiente se incrementa gradualmente. La teoría que soporta este criterio de evaluación está fundamentada en análisis de flujo de fluidos en medios porosos. El Modo ΙΙ . donde ésta crece en forma irrestricta. El modo Ι . la presión superficial debe ajustarse por los efectos de pérdidas de presión por fricción y cambios en la presión hidrostática. Durante la segunda etapa. el incremento en presión indica que la fractura Modelo III Modelo I Modelo II Modelo IV Log(Tiempo de la bombeo) Figura 9. por las variaciones de concentración de sustentante. operacionalmente la mayoría de las veces no es posible. Por lo tanto. lo que origina un crecimiento ineficiente de la fractura debido a alguno de los siguientes dos factores o ambos: crecimiento en altura de la fractura debido a que se rebasó el esfuerzo de confinamiento de una barrena vertical. La diferencia entre los esfuerzos horizontales con el esfuerzo vertical (sobrecarga) en el yacimiento. haciendo preferible limpiar un tapón de arena a lavar la cara de la fractura. por lo que el modo ΙΙΙ debería ser interpretado por el ingeniero responsable de la operación como un modo de alerta. ya que valores de la pendiente mayores a la unidad indican que.Fracturamientos Hidráulicos pozo. el modo ΙV . este cambio en la pendiente (de cercana a uno a valores mayores) puede presentarse en tan solo segundos.4. Finalmente. Debido a los altos gastos de inyección en una fractura. 7. ya que se debe evitar un sobre desplazamiento que lave la cara de la fractura. Paso 1 Linea de Origen Modelo KGD Barrena ∆σ Etapa 3 1 Modelo PKN Etapa 2 pc = σ min Gráfica lineal de presión Barrena Presión de fondo del pozo 1 2 3 pc = σ Tiempo Gráfica log de la presión neta log( net = pw − pc ) p 1 2 3 Log (Tiempo) Figura 10. Paso 1 Punto de Origen Pozo Modelo radial es importante verificar los volúmenes para desplazar. por lo que. perdiéndose conductividad. al dejar de crecer la fractura. Etapa de desplazamiento Es muy importante este punto. en todo caso. no puede recibir más sustentante o bien que existe restricción en el flujo en la vecindad cercana a la pared del pozo. con pendiente negativa. indica un crecimiento irrestricto de la altura de la fractura con la consecuente pobre propagación longitudinal de la misma. Presión de cierre de fractura determinada a partir de la prueba minifrac o declinación de presión. Gerencia de Ingeniería 27 . Nomenclatura Pef = Presión para extender la fractura (psi) Presión de cierre instantáneo o ISP (psi) Ph = Presión Hidrostática (psi) ρ = Densidad de fluido (lbs/gal) D = Profundidad (pies) Ps = Presión de tratamiento en Superficie ( psi) Pfrictp = Pérdidas por fricción en tp (psi) Pci = viscosidad del fluido L = Longitud de fractura ∆Pc = Caídas de presión por filtración entre la interfase del yacimiento y la parte lejana del mismo ∆p cercadelpozo = Caídas de presión en la µ= ∆p pf = vecindad del pozo Caídas de presión a través de los disparos de presión por tortuosidad = Caídas de presión debido a desalineamiento de los disparos Volumen relativo de apuntalante ∆ptort = Caídas ∆p misalign PfricP =Pérdidas por fricción en los disparos (psi) PHid = Potencia Hidráulica (HP) σ= ε= Q= E = υ= εl = εa = α= σ´ = Gasto de bombeo (Gal/min) Esfuerzo axial unitario o normal de la roca (psi) Deformación axial unitaria Módulo de Young de elasticidad (psi) Relación de Poisson Expansión lateral de la roca Contracción longitudinal o axial de la roca cuando se somete a compresión.Fracturamientos Hidráulicos APÉNDICE 1. Constante de Biot Esfuerzo efectivo de la roca Presión de poro o de formación pared del pozo Vrp = ρp ϕ p = Porosidad del apuntalante k f = Permeabilidad de fractura (lbm/md-ft3) = Densidad del apuntalante Pw = Presión de fondo en el pozo a nivel de los disparos (Phidrostática + Pbombeo) p= σ ´min = Esfuerzo efectivo mínimo en la dT = Variación de Temperatura Resistencia a la tensión de la roca nivel de los disparos (Phidrostática + Pbombeo) Esfuerzo vertical de la roca σt = Pw = Presión de fondo en el pozo a σv = σ H = Esfuerzo horizontal de la roca σ h = Esfuerzo horizontal mínimo de la roca HF = Altura de la fractura C = Pérdida de fluido KIC = Resistencia aparente fractura (toughness) Gerencia de Ingeniería de la 28 . O. A.. and Roberts. and Nolte. Pierce. JPT (Aug. Williams.D. December 1975.. R. School. N.: Fluis Loss Control: The Key to Successful Acid Fracturing. February. R. 1993.C. Warpinski. Volume 2. Desai. and Miller.... 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