FACULTAD DE CIENCIAS QUÍMICAS REGION POZA RICA-TUXPAN“HERRAMIENTA DE ANÁLISIS PARA LAS PRUEBAS DE INYECCIÓN Y MINIFRAC” PARA PRESENTAR EL EXAMEN DEMOSTRATIVO DE LA EXPERIENCIA EDUCATIVA DE EXPERIENCIA RECEPCIONAL DEL PROGRAMA EDUCATIVO DE INGENIERIA QUIMICA PRESENTAN: SAID GALVÁN GARCÍA MATRICULA: S06011676 LEONARDO RAMÍREZ CORTES MATRICULA: S06011904 DIRECTOR DE TESIS: MTRO. RENÉ ALEJANDRO HERNÁNDEZ MÉNDEZ ASESOR: MTRA. GLORIA BOCARDI PÉREZ POZA RICA DE HGO. VER., MARZO DE 2011 CONTENIDO LISTA DE FIGURAS................................................................................................iv LISTA DE TABLAS..................................................................................................vii NOMENCLATURA..................................................................................................viii RESUMEN…………………………….……………………………………………….…xii CAPÍTULO I. INTRODUCCION 1.1 Objetivos 1.2 Hipótesis CAPÍTULO II. FUNDAMENTOS TEÓRICOS 2.1 Antecedentes históricos 2.2 Definición de fracturamiento hidráulico 2.3 Fluidos fracturantes 2.3.1 Características de los fluidos fracturantes 2.4 Apuntalantes 2.4.1 Control de calidad de fluidos fracturantes y apuntalantes 2.5 Conceptos Básicos 2.5.1 Estrés 2.5.2 Tensión 2.5.3 Generación y propagación de la fractura 2.5.4 Comportamiento de la roca 2.5.5 Constantes elásticas 2.5.5.1 Modulo de Elasticidad o de Young 2.5.5.2 Relación de Poisson 2.5.6 La constante poroelástica 2.5.7 Estado de esfuerzos 2.5.8 Presión de poro 2.5.9 Temperatura 2.5.10 Criterios de falla 2.5.11 Orientación de la fractura 2.5.12 Tenacidad (toughness) 2.5.13 Efectos en la vecindad del pozo 2.5.14 Geometría de fractura alrededor del pozo 2.5.15 Disparos y efectos de desviación 2.5.16 Fricción de los disparos 2.5.17 Tortuosidad 2.6 Descripción del proceso 2.7 Etapas de operación 2.8 Minifrac 2.8.1 Datos del minifrac durante el bombeo 2.8.2 Disminución de la presión Minifrac/ hasta el cierre de fractura 1 3 6 8 9 12 13 18 19 19 20 21 22 22 24 25 26 27 28 28 29 30 31 32 32 32 33 35 38 40 41 43 2.8.3 Análisis de la función G de Nolte 2.9 Tipos de análisis 2.9.1 Análisis Step Rate 2.9.2 Análisis Step Down 2.9.3 Análisis Horner 2.9.4 Análisis de regresión 2.9.5 Método derivativo 2.10 Función del equipamiento 2.10.1 Equipo de bombeo de alta presión 2.10.2 Equipo de mezclado 2.10.3 Líneas de tratamiento de alta presión y manifull 2.10.4 Bombeo de dióxido de carbono y nitrógeno 2.10.5 Cabinas y furgonetas para control de tratamientos 45 50 50 51 52 53 54 55 57 59 60 61 63 CAPÍTULO III. METODOLOGÍA 3.1 Pasos para realizar una prueba de inyección 3.2 Datos en tiempo real 3.3 Pasos para ejecutar un análisis Step Rate en Excel. 3.4 Pasos para realizar un análisis Step Down en Excel 3.5 Pasos para realizar un análisis Horner en Excel 3.6 Pasos para realizar un análisis por el método de Regresión en Excel 64 65 66 70 73 75 CAPITULO IV. RESULTADOS 4.1 Pozo petrolero Tajín 19 4.1.1 Análisis Step Rate aplicado al pozo Tajín 19 4.1.2 Análisis Step Down aplicado al pozo Tajín 19 4.1.3 Análisis Horner aplicado al pozo Tajín 19 4.1.4 Análisis de Regresión aplicado al pozo Tajín19 4.1.5 Resultados de los análisis aplicados al pozo Tajín 19 a partir del simulador Meyer. 4.2 Pozo petrolero Tajín 108 4.2.1 Análisis Step Rate Aplicado al pozo Tajín 108. 4.2.2 Análisis Step Down realizado al pozo Tajín 108 4.2.3 Análisis Horner aplicado al pozo Tajín 108 4.2.4 Análisis de Regresión aplicado al pozo Tajín 108 4.1.1 Resultados obtenidos por el simulador comercial Meyer para el pozo tajin108. 4.3 Pozo petrolero Cuitlahuac 807 4.3.1 Análisis Step Rate aplicado al pozo Cuitlahuac 807 4.3.2 Análisis Step Down aplicado al pozo Cuitlahuac 807 4.3.3 Análisis Horner aplicado al pozo Cuitlahuac 807 77 78 80 84 85 86 89 89 91 95 96 96 100 101 102 106 4.3.4 Análisis de regresión aplicado el pozo Cuitlahuac 807 4.3.5 Resultados obtenidos de los análisis aplicados al pozo Cuitlahuac 807 mediante simulador Meyer CONCLUSIONES BIBLIOGRAFÍA ANEXOS GLOSARIO 106 107 110 111 112 117 10 Grafica empleada para un tratamiento típico de fracturamiento hidráulico 2.13 Ejemplo del declive de presión en un minifrac ilustrando los parámetros que se pueden obtener de este análisis 2.5 Representación del campo de esfuerzo 2.11 Fractura elíptica ideal muestra ancho.22 Mezclador moderno para fracturamiento 2.21 Una unidad de bombeo con potencia de 2700HHP 2. altura y longitud 2.1 Comparación de resistencia de varios tipos de apuntalantes 2.18 Ejemplo de análisis Step Down en donde se graficaron la presión perdida con respecto a el gasto 2. ilustrando los parámetros significantes que pueden derivarse de su análisis 2.2 Conductividad de fractura para diferentes apuntalantes 2.4 Relación de la deformación del material 2.25 Camiones modernos de bombeo de N2 16 17 22 24 27 30 31 33 34 37 37 42 43 45 46 47 41 52 53 54 57 58 60 60 62 .24 Los camiones manifolds ayudan a minimizar líneas y descargas a las mangueras 2. Donde se puede determinar la presión de cierre 2.20 Ejemplo de un análisis de regresión el cual hace uso de los datos de presión de fondo con respecto a la función de tiempo G 2.8 La fractura gira y cambia para alinearse con la dirección preferente de propagación 2.9 El desalineamiento entre disparos y el plano de la fractura provoca puntos muy ajustados 2.15 La gráfica muestra la variación de g(∆tD) con ∆tD para el análisis Nolte 2.7 Representación gráfica de la Tenacidad de la formación 2.6 Orientación de la fractura creada por la tensión 2.16 Idealizando el tiempo Nolte G en la gráfica de declive de presión 2.3 Representación de la prueba de compresión realizada a una muestra de roca 2.23 Unidad de aditivos químicos 2.17 Ejemplo de una prueba Step Rate 2.19 Ejemplo de grafica de Horner.LISTA DE FIGURAS CAPÍTULO II 2.12 Ejemplo del empleo de una gráfica minifrac.14 Ejemplo de una grafica minifrac del declive de presión y la raíz cuadrada del tiempo 2. Solución del análisis de Regresión aplicado al pozo Tajín 19. Operación del pozo Tajín 108 Análisis Step Rate del pozo Tajín 108 con la herramienta de análisis en Excel. Resultado de la presión de cierre a partir de aplicar el análisis de regresión al pozo Tajín 108. Resultados arrojados por el simulados Meyer durante el análisis al pozo Tajín 19. Step Down aplicado al pozo Tajín 19 donde la tendencia en el grafico muestra altas perdidas por fricción provocadas por las perforaciones. Análisis Step Rate obtenido a partir de la Herramienta de Análisis de Excel aplicada al pozo Tajín 19.16 4. Perforaciones causantes de las pérdidas por fricción en las cercanías del pozo Tajín 108. 3.2 Ejemplo de Análisis Step Rate aplicado al pozo Lomitas 314. Perdidas por fricción presentadas por el simulador Meyer para el pozo Tajín 19. Solución del Análisis de Horner aplicado al pozo Tajín 19.2 4.19 .18 4.17 4. Presión de Yacimiento y Limite Mínimo de Cierre a partir del simulador Meyer en la operación al pozo Tajín 19.1 4.3 Minifrac ejecutado al Pozo Tajín 19 con la Herramienta de Análisis en Excel.11 4.1 Ejemplo de discretización de valores del análisis Step Rate 3.4 4.14 4.7 Método derivativo utilizando la raíz cuadrada del tiempo CAPÍTULO IV 4.6 Análisis Horner aplicado a los datos del pozo Lomitas 314 3. Tiempo (min) y Gasto (bpm) del pozo Tajín 19.8 4. Prueba Step Down a partir de la Herramienta de Análisis en Excel en función de la Presión de Superficie (psi).CAPÍTULO III 3.6 4. Aislamiento de la prueba Step Down del pozo tajín 108.5 4.10 4. 3.3 Ejemplo análisis Step Down para el pozo lomitas 314. Resultado del análisis Horner aplicado al pozo Tajín 108.13 4.15 4.4 Representación de las pérdidas totales por fricción. Análisis de Regresión para el pozo Tajín 19 generado por el simulador Meyer para identificar la presión de cierre. Step Down aplicado al pozo Tajín 19 con el número real de perforaciones funcionado. Respuesta de los valores de la pérdida por perforaciones y tortuosidad reales en el pozo Tajín 108.5 Respuesta de presión efecto martillo 3. Step Down por Meyer Simulación aplicado al pozo Tajín 19.7 4.12 4. 78 78 68 69 70 71 73 74 77 80 82 83 84 85 86 86 87 87 88 89 90 91 93 94 95 95 4.9 4. a partir de nuestra Herramienta de Análisis en Excel 3. 24 4.34 4.31 4. se aprecian las pérdidas de presión del pozo Cuitlahuac 807 Solución del diagnostico Step Down aplicado al pozo Cuitlahuac 807 Resultado de análisis Horner aplicado al pozo Cuitlahuac 807 mediante el Simulador Meyer Resultados de análisis de regresión aplicado al pozo Cuitlahuac 807 mediante el simulador Meyer 97 97 98 98 99 100 101 102 104 105 106 106 107 108 108 109 . Resultados del simulador Meyer para el análisis de regresión aplicado al pozo tajín 108. Solución del análisis Horner ejecutado al pozo Cuitlahuac 807. Representación grafica del diagnostico de las perdidas por fricción aplicado al pozo Cuitlahuac 807 para 360 perforaciones.33 4. Resultados de la ejecución de una prueba Step Rate al Pozo Cuitlahuac 807.27 4.22 4. Diagnostico Step Down del pozo tajín 108 realizado por el simulador Meyer.35 Análisis Step Down del pozo tajín 108 generado por el simulador Meyer.20 4. Resultado del diagnostico de presión aplicado a el pozo Cuitlahuac 807 para las perforaciones reales.21 4. Solución del análisis de regresión aplicado al pozo Cuitlahuac 807 Ventana del Simulador Meyer. Grafica de operación minifrac del pozo Cuitlahuac 807.26 4. Prueba Step Down aplicada al Pozo Cuitlahuac 807.4. Ventana del simulador Meyer.28 4.30 4.25 4.32 4. Análisis Horner realizado mediante el simulador Meyer a partir de los datos obtenidos del pozo Tajín 108. se observan las de pérdidas por fricción y el número aparente de perforaciones de los datos del pozo tajín 108.23 4.29 4. Las técnicas utilizadas en este proceso reciben el nombre de pruebas de inyección o minifrac basadas en los análisis Step Rate. Regresión y método Derivativo. sin embargo.RESUMEN El presente trabajo de tesis tiene como finalidad determinar las variables que ayudan a optimizar un diseño de fracturamiento hidráulico. Una serie de análisis pueden verse como una secuencia de gráficos llevada a cabo por alguna función de unidades medidas en forma y tiempo real. desarrollado en una plataforma de aplicación Excel. Horner. . encaminada a hallar los factores significativos relacionados con las mejoras y adaptaciones posibles a realizar en una operación de fracturamiento hidráulico. Step Down. Las modificaciones derivadas de los estudios y las series de procesamiento de datos arriba mencionados conducen a una mejora sustancial en cuanto a la disminución de cotos y tiempo. por si mismo no puede representar adecuadamente el sistema y debe emplearse alguna técnica apropiada para extraer la estructura multidimensional de los datos disponibles haciendo uso de la metodología presentada en un simulador comercial especializado en el diseño experimental y fuentes de información actual. Su uso correcto y con criterio hace posible optimizar el diseño y la evaluación de un fracturamiento hidráulico.CAPÍTULO I. dosificación de aditivos y materiales apuntalantes. materiales y equipos que se utilizan para ello sí han evolucionado. gasto. e incluso mejoran la capacidad de respuesta ante una situación imprevista. 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. Incluso se ha llegado a utilizar tubería flexible para realizar estas operaciones. así como en cuanto al control de presión. En el presente trabajo se hace uso de los recursos informáticos para diseñar un programa en Excel como herramienta de evaluación de un pre-tratamiento de fracturamiento hidráulico. su uso más frecuente se ha dado en el paleocanal de Chicontepec y en algunos pozos de la Cuenca de Veracruz. el fracturamiento hidráulico. El software técnico ejecuta modelos matemáticos sumamente complejos con los que se pueden simular la geometría y los fenómenos relacionados con el fracturamiento. Los equipos son cada vez más sofisticados en cuanto a capacidad y precisión de mezclado. en una de las operaciones más importantes en la terminación de pozos. En México. donde predominan las formaciones carbonatadas. INTRODUCCIÓN El fracturamiento hidráulico se ha convertido. así como técnicas de control y evaluación que hacen posible un diseño más realista y predecible de la operación. cuyos pozos de gas producen en formaciones de arenisca de baja permeabilidad. En la actualidad se dispone de varios modelos de simulación. aunque también se ha usado en pozos de la cuenca de Burgos. fluidos fracturantes y apuntalantes realizando una descripción de sus . según lo requiera la situación. continuando con el marco teórico que incluye: antecedentes históricos. buscando así obtener una mejor interpretación de datos y resultados en tiempo real. Su desarrollo contempla la introducción. Por otra parte. Actualmente se dispone de una gran variedad de fluidos. las técnicas. A pesar de que la idea original del fracturamiento hidráulico no ha cambiado. en la última década. Objetivos particulares: a. Step Rate. . A continuación se incluye la metodología de trabajo. Obtener datos de forma real y plana mediante un ASCII.1 OBJETIVOS Objetivo general: Evaluar las variables de un pre-tratamiento de fracturamiento hidráulico en un pozo petrolero utilizando el programa de aplicación Excel a partir de datos en tiempo real. así como los diferentes tipos de análisis. Calcular las variables de un pre-tratamiento de fracturamiento hidráulico a partir de la lectura de datos mediante el ASCII y cargados a Excel. b. Comparar los resultados obtenidos en Excel de las pruebas de inyección y minifrac con el simulador Meyer. Diseñar gráficos de pruebas de inyección y minifrac mediante formulas en Excel. continuando con los resultados y por último las conclusiones y la bibliografía 1. descripción del proceso.propiedades mecánicas. Horner y Regresión mediante Excel. Alcance En este trabajo solo se evaluaran los análisis más usados en los pre-tratamientos de fracturamiento hidráulico como lo son: Step Down. d. c. análisis Nolte de la función G. .2 HIPOTESIS Utilizando el programa de aplicación Excel como herramienta de análisis para las pruebas de inyección y minifrac. facilitará la interpretación de resultados en un pre-tratamiento de fracturamiento hidráulico ejecutado en tiempo real.1. que se va generando hasta localizar el crudo. En México. concentración de apuntalante. Los primeros cálculos de las variables de un tratamiento de fracturamiento hidráulico se realizaban de forma manual y era demasiado laborioso evaluar una . Los cuales son: 1. es materia prima de una gran cantidad de productos como telas. Perforación: Una vez localizado el yacimiento se utiliza una serie de equipos para barrenar el subsuelo y haciendo uso de fluidos (lodos) se va limpiando el orificio. 2. que generalmente se atribuyen a daño inducido en la perforación y/o permeabilidad baja del yacimiento. Además. FUNDAMENTOS TEÓRICOS El petróleo es una de las fuentes de energía más importantes del mundo entero el uso cotidiano de sus derivados juega un papel crucial en ramo industrial. Donde centraremos nuestra atención. En un tratamiento de fracturamiento hidráulico no siempre es posible obtener la máxima producción de aceite o gas. tales como: fluido fracturante. medicinas o variados objetos de plástico. Esto se debe a la errónea utilización de las variables que intervienen en el proceso. debido a un mal diseño en la operación. cerca del 88% de la energía primaria que se consume proviene del petróleo. Es la principal fuente de insumos para generar energía eléctrica. Los principales yacimientos de crudo están situados en el subsuelo y por ende requiere una serie de procesos para su obtención. presión. Fracturamiento hidráulico: Es una de las técnicas de estimulación de pozos en yacimientos de hidrocarburos se enfoca en resolver problemas relacionados con la baja productividad. flujo.CAPÍTULO II. permite la producción de combustibles para los sectores de transporte e industrial. por mencionar algunos. Cementación: A determinada distancia de perforación se van insertando tuberías de revestimiento para evitar derrumbes. daño al hueco y con esto permitir una adecuada operación de los equipos de producción y extracción de los hidrocarburos. 3. El lograr un buen fracturamiento hidráulico permite considerar los siguientes puntos: Incrementa la capacidad de flujo Mejora los índices de productividad de los pozos a través del cambio de la trayectoria de flujo y sobrepasando el daño en la cara del pozo. además ayudo el hecho de realizar fracturamiento hidráulico masivo (MHF. Actualmente para la evaluación de los tratamientos de fracturamiento hidráulico existen simuladores que son muy eficientes para la toma de decisiones en una operación. pero por su complejidad y contenido no son de fácil manejo. pero no era muy viable adquirirlas por su gran tamaño y numerosa cantidad de dispositivos. El primer fracturamiento fue realizado en Kansas.operación. a finales de la década de los 40 y el propósito fue incrementar la producción en un pozo marginal. luego surgieron las primeras computadoras que revolucionaron la resolución de las ecuaciones porque optimizaban tiempo y esfuerzo. High Permeability Fracturing). La tendencia en estas décadas fue fracturar formaciones con permeabilidades bajas. Con el pasar de los años y gracias a los grandes avances tecnológicos se fueron mejorando. Con las capacidades modernas del fracturamiento mejorado. En la década de los 50 realizar este tipo de tratamientos tiene gran impacto tanto en pozos de petróleo como de gas. nuevamente la aplicación del fracturamiento hidráulico como resultado del conocimiento científico y de los modelos del comportamiento de la fractura de la formación productora. como es el caso de fracturar formaciones con permeabilidades entre moderadas y altas (HPF. Massive Hydraulic Fracturing) en los yacimientos. y los paquetes de cómputo eran más especializados. con la técnica conocida como “Frac & Pack” o sus variantes y el hecho de disminuir los costos de operación han permitido considerar al tratamiento de fracturamiento hidráulico como un tipo de terminación para los pozos petroleros. Posteriormente a mediados de la década de los 80 incrementa. . Sus observaciones se basaron en la compresión de las operaciones de cementación. Disminuye el daño inducido a la formación por las operaciones de perforación/cementación. no eran de naturaleza hidráulica. Es probable que muchos de estos primeros tratamientos ácidos fueran fracturas ácidas.1 Antecedentes Históricos Los primeros intentos de fracturamiento a formaciones se realizaron para mejorar la producción. implicó el uso de explosivos para romper la formación y crear "canales de flujo" desde el depósito hasta el pozo. 2. En 1940 Torrey reconoció que el fracturamiento de las formaciones era inducido por la presión. Conecta el pozo con los sistemas naturales de fractura dentro del yacimiento. Observaciones . la ruptura (fractura) aumenta de forma espectacular. Reduce la migración de finos. Varios profesionales observaron que por encima de una cierta presión e inyectividad. Petróleos Mexicanos (PEMEX) es la compañía paraestatal que se encarga de la explotación de petróleo y gas en el territorio nacional. Depresionamiento más uniforme en yacimientos laminares. Él presentó datos que mostraban gráficos donde las presiones generadas durante esas operaciones podían partir la roca a lo largo de planos acolchonados o de otras líneas de "debilidad sedimentaria". Hay registros que indican que esto tuvo lugar en el año de 1890. A finales de 1930. Este tipo de estimulación llegó a su conclusión definitiva con el uso experimental de dispositivos nucleares a las fracturas relativamente poco profundas. PEMEX ha sido factor importante para el desarrollo económico y social de México. la acidificación se había convertido en una técnica de desarrollo bien aceptada. Permite la producción de yacimientos complejos (por ejemplo arenas discontinuas) En México. a formaciones de baja permeabilidad a finales de 1950 y principios de los años 1960[1]. la capacidad de entrega global del pozo no se incrementó. decenas de miles de estos tratamientos son bombeados cada año. uno para cada zona. el apoyo al fracturamiento hidráulico había reemplazado a la acidificación como el método de estimulación preferido en el campo Hugoton. Sin embargo. El primer proceso internacional de estimulación por fracturamiento hidráulico se llevó a cabo en el campo de gas Hugoton en el oeste de Kansas. Los primeros tratamientos se bombean a 1 a 2 bpm. Sin embargo. la diferencia de presión también aumenta. que van desde pequeñas fracturas por lo menos de $20. La presión y el estrés son esenciales para lo mismo. uno de los cuales habían sido tratados previamente con ácido.1 se completó con cuatro intervalos de piedra caliza productores de gas.similares se hicieron para los pozos inyectados con agua por Grebe en 1943 y por Yuster y Calhoun en 1945[1]. A medida que aumenta el flujo. La Unidad Klepper No. En el momento de escribir estas líneas. con el empacador primitivo empleado para el aislamiento. Se concluyó que el fracturamiento no sustituiría la acidificación de formaciones de piedra caliza. Muchos campos petroleros solo producen como consecuencia del proceso de fracturamiento hidráulico. A pesar de ello muchos profesionales de la industria siguen siendo ignorantes de los procesos y lo que puede lograrse con el fracturamiento hidráulico[1]. se bombeaban 3000 galones de fluido en cada formación[1]. El fracturamiento hidráulico consiste en la inyección de fluidos especiales en la formación. El líquido usado para el tratamiento fue el napalm por excedentes de la guerra. de manera que el . a tratamientos de fractura masivas que terminan costando mucho más de $1 millón dólares.000 dólares. Aunque el método de post-tratamiento mostró que la presión de gas de algunas zonas se había aumentado en relación a las demás. sin duda una operación extremadamente peligrosa. en 1947. en las concentraciones de arena de 1 a 2 PPGA [1]. a mediados de la década de 1960. Cuatro tratamientos se bombearon por separado. Como la tasa de flujo (o viscosidad) aumenta. trabajo. A menudo superar la resistencia de viscosidad del fluido fracturante para ser bombeado también requiere energía. Mucho se puede aprender sobre una formación mediante el estudio de las presiones y el perfil de presión producida por un tratamiento. la energía almacenada por unidad de volumen. arena natural o sintética. esto también crea un estrés en la formación. Esto se expresa generalmente como caballos de fuerza hidráulica.2 Definición de fracturamiento hidráulico El fracturamiento es una técnica de estimulación que consiste en la inyección sostenida de un fluido a una presión tal que provoque la ruptura de la roca del yacimiento y mantenerla abierta. tales como las bombas de fracturamiento y la presión hidrostática del pozo. El producto de la presión y el gasto nos da la velocidad a la que se utiliza la energía. es decir. 2. una vez que se halla liberado la presión de inyección con el objeto de . con un agente apuntalante. requieren energía. La energía es de lo que fracturamiento hidráulico se trata. Con el fin de crear y propagar una fractura de proporciones adecuadas. Así las claves para comprender el proceso de fracturamiento hidráulico están en conocer las fuentes para el aumento de energía. con el tiempo se alcanzará el punto donde la tensión es mayor que la tensión máxima que puede ser sostenido por la formación y la roca se divide físicamente.flujo de fluido genera una diferencia de presión. Del análisis del comportamiento de fractura de presiones es probablemente el aspecto más complejo de todo el proceso para la mayoría de los ingenieros de fracturas [1]. o más exactamente. La suma de estos es siempre igual a cero [1]. Es importante recordar que es la presión y no la tasa de flujo la que crea las fracturas (aunque a menudo se utiliza para crear este tipo de presión)[1]. y las fuentes de pérdida de energía y usos. tenemos que transferir la energía hacia la formación. La producción de ancho y separación física de la roca en la punta de fractura. La presión y el estrés almacenan la energía. su disposición es inmediata y facilita el control de la viscosidad. 2. Las principales propiedades que deben caracterizar a un fluido fracturante son las siguientes: 1. e) Base Espuma Las burbujas de gas proveen alta viscosidad y una excelente capacidad de transporte del material sustentante. kerosina. mejorando significativamente su capacidad productiva. frac oil. b) Base Aceite Los sistemas de geles de petróleo pueden ser preparados con una amplia variedad de fluidos base hidrocarburos. incluyendo diesel.crear nuevos canales o conectar canales de flujo existentes y de esa forma aumentar la tasa de flujo del pozo y con ello su productividad [10]. Compatibilidad con el material de la formación. 2. La fractura apuntalada se comporta como un canal de alta conductividad entre el yacimiento y el pozo.3 Fluidos Fracturantes Los fluidos fracturantes son clasificados en la siguiente categoría: a) Base Agua Son los más utilizados debido a su bajo costo. d) Emulsiones En presencia de geles reducen las pérdidas de fricción. Capacidad de suspender y transportar el material soportante. no son combustibles. 3. c) Base Alcohol El alcohol reduce la tensión superficial del agua y tiene un amplio uso como estabilizador de temperatura. . condensado y muchas otras clases de crudo. Compatibilidad con los fluidos de la formación. Por ejemplo. la misma solución a 175ºF tiene una viscosidad menor que 20 cp. el mayor corte)[4]. Un fluido fracturante ideal es aquel que tiene muy baja viscosidad en el momento que es inyectado en el pozo. 7. Poder removerlo fácilmente de la formación. Lograr que las pérdidas de presión por fricción sean las más bajas posibles. Preparación del fluido en el campo. es decir tener bajas pérdidas de fluido en la formación. 8. situación que provoca una baja caída de presión por fricción en el sistema de tuberías. 9. debido a que experimentará la mayor temperatura y el menor ancho de fractura (es decir. La viscosidad del fluido fracturante se degrada con el incremento de la temperatura. están relacionadas con su viscosidad. lo cual es función de la carga de polímeros primordialmente [4]. y tiene la viscosidad requerida en el fondo del pozo. 6. para transportar adecuadamente el material soportante dentro de la fractura[4]. 10. una solución de polímero Guar a 40 lbs/1000 galones tiene una viscosidad aproximada de 50 cp a la temperatura ambiente y una tasa de corte 170s-1. Costos bajos. La mayor degradación será experimentada por la primera parte del fluido de fractura inyectado./1000 gal. fácil y sencilla. Uno de los polímeros más utilizados en bases acuosas es el HPG (Hidroxipropil Guar) que provee una viscosidad adecuada para el fluido fracturante y por ende al rol que este desempeña el tratamiento del fracturamiento hidráulico. Capaz de desarrollar el ancho de la fractura necesaria para poder aceptar el material soportante.4. Las concentraciones de polímero frecuentemente está dada en libras de polímero por cada 1000 galones de fluido (lb/1000 gal) y su rango oscila entre 20 a 60 lb/1000 gal y la más común es de 40 lb. Casi todas las propiedades deseables e indeseables del fluido fracturante. Algunos de los aditivos de fluido de fractura más comunes están listados continuación: . Ser estable para que pueda retener su viscosidad durante el tratamiento. Eficiente. 5. Usualmente. Surfactantes: Su rol es prevenir las emulsiones. en formaciones homogéneas. Las bacterias producen encimas que pueden destruir la viscosidad muy rápidamente. esta reacción de degradación aumenta con el incremento de temperatura. por ello que los surfactantes son agregados para facilitar la limpieza post tratamiento. por consiguiente tienen las tareas de limpiar residuos en el proceso de post-tratamiento y en la producción. la construcción de una costra en las paredes de la fractura es un medio adecuado para controlar el filtrado. La mayoría de aguas con las que se prepara los geles fracturantes contiene bacterias que tienen su origen en la fuente o en el tanque de almacenamiento. La humectabilidad en las caras de las fracturas origina cambios en la zona invadida. Aditivos tales como metanol es utilizado para atrapar el oxígeno y removerlo de la ruta de reacción. bajar la tensión superficial y los cambios de mojabilidad. Roturadores (Breakers): El rol a desempeñar es reducir la viscosidad al disminuir el tamaño del polímero. Buffers: Los buffer preferidos son los que contienen ácidos orgánicos y el objeto es provocar hidratación de los fluidos. Aditivos para el control de pérdidas de fluido: Los fluidos que se utilizan tienen como rol el control de las pérdidas de “spurt”. . Bactericidas o Bióxidos: Controla la contaminación por bacteria. Disminuyendo el filtrado durante el fracturamiento ya que como se indicó anteriormente las pérdidas de fluido y su correspondiente control son críticos para la satisfactoria ejecución del fracturamiento hidráulico. Estabilizadores: El oxígeno libre ataca a los polímeros y como debería esperarse. 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). Hay un vínculo muy cercano entre la química de los fluidos y sus propiedades físicas.1 Caracterización de los fluidos fracturantes Las propiedades reológicas son la clave para cumplir con el objetivo de un fluido fracturante. Modelo ley de potencias. Es el más usado para representar el comportamiento de los fluidos de fractura en los simuladores de diseño de fracturas. permite obtener datos representativos del desempeño en áreas críticas. (ver Guía de molienda de empacadores para mejor referencia de este modelo). Las evaluaciones de laboratorio más comunes son las mediciones reológicas del esfuerzo de corte estacionario. De igual manera. Reología. ritmo de pérdida de fluidos. tales como: reología. Los datos se relacionan con un modelo matemático para predecir la viscosidad del fluido en varios ambientes que ocurren durante el proceso de fractura [6]. lo que afecta su viscosidad.3.2. su capacidad para transportar apuntalante y su tendencia a la pérdida de fluido (filtración) en el medio poroso. El American Petroleum Institute (API) ha publicado prácticas recomendadas para algunos métodos de caracterización de laboratorio. La propiedad que se determina es la viscosidad aparente. pérdidas por fricción en tuberías. de la temperatura del fluido y del tiempo. conductividad de fractura y daño a la formación. y que deben determinarse antes de utilizar el sistema de fluido en el campo[3]. y es obtenida usando el viscosímetro cilíndrico concéntrico rotacional (Fann). mismos que pueden usarse en el diseño de la fractura y simuladores de producción. . 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 defracturas 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. la cual es una función de la velocidad de corte. Filtrado. 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 . Los tratamientos de minifracturas o el precolchón durante los tratamientos permiten estimar el coeficiente de filtrado y. realizar los ajustes necesarios en el diseño. en todo caso.4 Apuntalantes Además de sostener las paredes de la fractura. geometría de flujo. La determinación de la reología de las lechadas de fractura es un problema considerable debido a la dependencia sobre la composición del fluido. actualmente existen pocos datos reológicos para estas lechadas. Este valor es calculado a tiempo real a través del software. sería imposible diseñar un tratamiento que proporcione una geometría de fractura específica. Su visualización se hace a través de cualquier monitor incluso in situ[6]. Sin esta información. los apuntalantes crean una conductividad (permeabilidad en Darcys por cada pie de longitud de fractura apuntalada) en la formación. densidad y concentración. Permeabilidad empacada del apuntalante. resulta crítico para el éxito de la operación colocar el tipo y la concentración adecuada de apuntalante. temperatura. 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. Efectos de la concentración de polímeros después del cierre de la fractura. Para los fluidos que contienen apuntalante del 20 al 80% del volumen total de tratamiento de fractura. Una vez concluido el bombeo.Reología de la lechada. Propiedades físicas del apuntalante. Los factores que afectan la conductividad de fractura son: Composición del apuntalante. 2. Movimientos de finos de formación en la fractura. tiempo y tamaño del apuntalante. Su uso debe evaluarse en función de la formación a apuntalar. es decir. Si la resistencia del apuntalante es inadecuada. debe rebasarse los esfuerzos in situ. creando finos que reducirán la permeabilidad y la conductividad. estos tienden a cerrar la fractura y confinar el apuntalante. ya que los finos tienden a invadir el empaque apuntalado. Las condiciones en que se presenta un máximo trituramiento pueden ocurrir durante el reflujo del pozo y las pruebas de producción. el máximo esfuerzo efectivo sobre el apuntalante es menor. las dificultades de transportar y colocar el apuntalante. incrustarse en las paredes de la formación[2]. El tipo y tamaño de apuntalante se determina en términos de costo-beneficio. causando taponamientos parciales y rápidas . en formaciones suaves. La Figura 2. Las formaciones sucias o sujetas a migración de finos son poco indicadas para apuntalantes grandes. Sin embargo. ya que la permeabilidad se incrementa con el cuadrado del diámetro del grano.1 muestra la comparación de resistencias de algunos apuntalantes y la permeabilidad que generan[4]. 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 permeable. 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[2]. y se debe seleccionar de acuerdo con los esfuerzos a que estará sometido y a la dureza de la roca. el apuntalante se puede “embeber”. 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. el esfuerzo de cierre triturará el apuntalante. Cantidad de finos e impurezas Redondez y esfericidad Densidad Para abrir y propagar un fracturamiento hidráulico. Después de poner en producción el pozo. De igual manera. Los apuntalantes están diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la formación. . 40 reducirá la permeabilidad de la arena 20/40 en un factor de 5. Por ejemplo. La presencia significativa de finos puede reducir altamente la permeabilidad de la fractura. Los apuntalantes de tamaño grande pueden ser menos efectivos en pozos profundos porque son más susceptibles de ser aplastados. la permeabilidad empacada con el apuntalante (y su conductividad) se reducirán en comparación con la empacada con granos más pequeños. 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). Si la distribución del tamaño de los granos es tal que el rango de medición contiene un alto porcentaje de granos pequeños. 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. En estos casos. disminuye su resistencia)[4]. es más adecuado usar apuntalantes más pequeños que resistan la invasión de finos. ya que los esfuerzos de cierre son mayores (a medida que el tamaño de grano se incrementa. Aunque estos apuntalantes pequeños ofrecen una conductividad inicial baja.reducciones en la permeabilidad. 20% de material más fino que la malla No. La Figura 2. La redondez de un grano de apuntalante es una medida de la forma relativa de las esquinas de un grano o de su curvatura. La esfericidad y la redondez del apuntalante tienen un efecto significativo en la conductividad de la fractura. . A medida que el esfuerzo de cierre se hace mayor. La esfericidad es una medida de qué tanto el grano de una partícula de apuntalante se parece a una esfera.1 Comparación de resistencia de varios tipos de apuntalantes. aumenta el esfuerzo horizontal mínimo. ocurre una reducción significativa de la conductividad de la fractura lograda con la colocación de un determinado apuntalante.Figura 2.2 muestra la variación de la conductividad con el esfuerzo de cierre. es decir. 2 Conductividad de fractura para diferentes apuntalantes. los esfuerzos sobre él se distribuyen más uniformemente. La densidad del apuntalante influye en su transporte. Los granos angulosos fallan en esfuerzos de cierre bajos. . resultando en mayores cargas antes de que el grano se fracture. Si los granos son redondos y más o menos del mismo tamaño. Así. produciendo finos que reducen la conductividad de fractura. porque el ritmo de colocación aumenta linealmente con la densidad.6.Figura 2. En ambos parámetros es de 0. Las normas API recomiendan un límite para la arena. apuntalantes de alta densidad son más difíciles de suspender en el fluido fracturante y transportarlos a la fractura. CARBOLITE CARBOPROP.1 presenta los apuntalantes más comúnmente utilizados en México y algunas de sus características. 16/30. UNIMIN. Es de suma importancia para tener una mejor certidumbre del desarrollo de la operación. los materiales y los aditivos utilizados. sin bacterias o exceso de fierro que pueda causar daño al yacimiento[7]. Con base en los resultados de las pruebas puede sugerirse utilizar un fluido con menos carga polimérica o con más rompedor del recomendado. La Tabla 2. se revisa que el agua cumpla con las características requeridas para la operación. INTERPROP CARBOHSP. De acuerdo con la temperatura.4. 16/30 20/40. ACFRAC SB PRIME MAGNAPROP. 16/20 20/40. CERAMEX I HYPERPROP. CERAMEX E DAYNAPROP. ya que permite certificar la calidad del apuntalante. 12/20 20/40. CERAMEX P 2. SINTERED BAUXITE SUPER LC. VOCA ECONOPROP.1 Control de calidad de fluidos fracturantes y apuntalantes El control de calidad a los fluidos debe realizarse antes. 12/20 20/40.Esto puede mejorarse utilizando fluidos altamente viscosos o incrementando el gasto de inyección para reducir el tiempo de tratamiento y el tiempo de suspensión. del agua de fractura. 16/30 20/40 20/40. 16/30 20/40 20/40 20/40 NOMBRE COMERCIAL OTAWA.1 Apuntalantes de mayor uso comercial en México TIPO DE ARENA Cuarcítica Sintética Sintética Sintética Sintética Cuarcítica curable cubierta con resina Cuarcítica curable cubierta con resina Sintética curable cubierta con resina Sintética curable cubierta con resina Sintética curable cubierta con resina RESISTENCIA(PSI) Hasta 4000 Hasta 8000 Hasta 10000 Hasta 12000 Hasta 14000 Hasta 5000 Hasta 6000 Hasta 10000 Hasta 12000 Hasta 14000 MALLA 20/40. VALUEPROP NAPLITE. ACFRAC SB EXCEL SUPER DC. durante y después del fracturamiento hidráulico. . Tabla 2. 5. Cantidades tales como la fuerza y la velocidad son los vectores que requieren no sólo una magnitud. A.22. a través del cual la tensión se encuentra a su máximo.1 Observe que esta fórmula es muy similar a la de cálculo de presión. la altura original del bloque de material. introducido en este cuerpo es igual a la fuerza dividida por el área: …………………………………………. entonces el estrés. Las propiedades de masa y volumen se dice que son escalares. Estrés y presión tienen las mismas unidades y son esencialmente la misma energía almacenada. Mientras la fuerza. σ.2 Tensión Es una medida de cuanto el material se ha deformado. La principal diferencia entre ambos es que en los líquidos y gases.…………………………………….. x. los sólidos no se pueden deformar de la misma manera. que requieren una sola magnitud para definirlos. La está dada por: . es aplicada in la dirección x.5. x. Ellos también tienen un plano perpendicular a este. cambiara por tensión en la dirección x. el material fluirá lejos de una fuerza aplicada hasta que la fuerza y el estrés (o presión) sea el mismo en todas las direcciones (es decir que el equilibrio se ha alcanzado). F.5 Conceptos Básicos 2.1 Estrés Si una fuerza F. así que estos materiales tendrán siempre un plano a través del cual la tensión se encuentra en un máximo.2. 2. actúa sobre un cuerpo con sección transversal. Sin embargo. perpendicular a la dirección de la acción de la fuerza. El estrés tiene un paso más allá como una propiedad tensor sólo puede ser plenamente definida por una magnitud y un área a través de la que actúe [1]. cuando es un estrés actúa sobre él. sino también una dirección en la que están actuando con el fin de estar plenamente definido. x (así que la nueva altura es x – x). . .2 Observe que la tensión es definida en la misma dirección que la fuerza aplicada. Gasto de inyección. Una vez producida la rotura se continua aplicando presión para extender 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[3]. Presión de fractura. Potencia utilizada. La tensión es importante porque es la forma por la cual podemos medir el estrés mediante la observación de la deformación de un material conocido.3 Generación y propagación de la fractura Para la primera parte. F. el proceso consiste en aplicar presión a una formación. 2. …………. y perpendicular al plano en que actúa el estrés.……………………………………………………… La presión hidrostática se calcula como: … .………………………………………………………………………………… 2.4 La perdida de fricción ( ) en la tubería puede ser calculada mediante un diagrama de Moody.. Durante el proceso se deben monitorear en superficie los parámetros siguientes: a) b) c) d) e) f) g) Presión de rotura. La presión de fractura se puede calcular de acuerdo con la siguiente ecuación.2. Presión de bombeo (superficie).2. hasta que se produce en ésta una falla o fractura. Volúmenes de las etapas. La tensión es adimensional[2]. si el fluido es newtoniano.5. Presión de cierre instantánea (Pci).3 ………………………………………………… ……. Existen desde el modelo lineal elástico hasta modelos complejos...5 ... La norma API describe un método de cinco parámetros. el cual es ampliamente utilizado por su simplicidad (modelo de dos parámetros). que incluyen el comportamiento elástico de las rocas. Entre estos modelos el más conocido es el lineal elástico. Cada vez que se somete a un cuerpo a una carga originada en un campo de esfuerzos..Para fluidos no newtonianos (geles)...... calculados por un viscosímetro. se puede obtener la presión de tratamiento en superficie y la potencia hidráulica.4 Comportamiento de la roca La selección del modelo matemático para representar el comportamiento mecánico de la roca es muy importante.... el mimo se deforma.................. es: .... los cuales relaciona la Ley de Hooke expresada en la siguiente ecuación (de la línea recta)[2].2. La presión de superficie será: ………………………… La potencia hidráulica ( )..... La magnitud de dicha deformación depende de las constantes elásticas del material que constituye el mismo..5... Una vez obtenidas las diferentes presiones y pérdidas por fricción...........7 ....... Este modelo se fundamenta en los conceptos de esfuerzo ( ) y deformación ( ).......6 … ……………………….. efectos de interacciones físico-químicas del sistema rocafluido y efectos de temperatura........ …………………………………………………………………………………2..2....... Existe una amplia gama de modelos que intentan representar el comportamiento mecánico de la roca........ 2... el cálculo de la pérdida de carga por fricción es mucho más complejo........... 2.3.5 Constantes elásticas En elasticidad lineal isotrópica. Este fenómeno tiene su origen en la heterogeneidad de la muestra. a mayor valor de . es una medida de la rigidez de la roca y sus valores típicos para las rocas de yacimientos varían entre . se grafica la deformación del mismo contra la fuerza (esfuerzo) aplicada. aquí se pueden distinguir varias regiones.5.3 Representación de la prueba de compresión realizada a una muestra de roca.5. obteniéndose un gráfico como el de la figura 2. El Módulo de Young representado con la letra ( ). con probetas metálicas. Figura 2.5.2. . solo hay dos constantes elásticas independientes: el Modulo de Young ( ) y la Relación de Poisson ( ). especialmente su porosidad. A diferencia de una prueba realizada en forma similar en metalurgia.1 Modulo de Elasticidad o de Young Cuando una muestra de roca es sometida a una prueba de compresión uniaxial (realizado en un laboratorio). mayor es la rigidez de la roca[8]. 3 se observa que al descargar la fuerza aplicada sobre la muestra.3. se llama “Histéresis”.Esta constante afecta directamente a la propagación de la fractura. la roca continuara deformándose. la deformación provocada en este período será permanente y la muestra ya no recuperará su forma original cuando se quite el esfuerzo. ………………………………………………………………… ……………2. se puede observar lo siguiente: El segmento OA (Región No-lineal). durante este período. si no que forma otra curva. y continuará repitiéndose hasta que la muestra falle por exceso de deformación o por exceso de carga. la línea recta representativa de este período denota una respuesta lineal de la deformación respecto al esfuerzo aplicado. aquí la muestra se comporta como un sólido homogéneo. Su pendiente representa el Modulo Elástico o Modulo de Young ( ). pero este se ve desplazado con respecto al anterior. la porosidad se cierra. veremos que se repite aproximadamente le ciclo. En este periodo si se continúa aplicando esfuerzos cada vez mayores. originado por la composición del material. Este fenómeno. corta y de altura limitada.8 El segmento BC o Región Plástica. pero a no en forma proporcional al esfuerzo aplicado. alta y de gran penetración horizontal. a valores bajos se induce una fractura ancha. Además. De la figura 2. . prueba y su magnitud es menor que la pendiente El segmento AB o Región Lineal o Elástica. mientras que a valores grandes resultan en una fractura angosta. La pendiente inicial ( ) depende de la porosidad de la muestra en . en la figura 2. La porción del eje horizontal es la magnitud de esa deformación. dando origen a un “ciclo”. al superar el punto C. siendo este el momento en que la roca se fractura [8]. si ahora aplicamos la fuerza nuevamente sobre la muestra hasta el punto C. el grafico no sigue el “camino” original. originando una respuesta no lineal a la deformación con respecto al esfuerzo aplicado. 9 …………… ……………………………………………………………. tenemos: … …………… …………………………………………………………2.10 Luego.2. el Módulo.5. Índice o Relación de Poisson ( ) se define como la relación entre ambas deformaciones y es siempre positiva. la misma se deforma en dos direcciones distintas. ……………………………………………………………………………….5.2.2 Relación de Poisson Cuando la roca es comprimida uniáxialmente. de allí el signo negativo en la ecuación. se acorta a lo largo del eje del esfuerzo y se expande lateralmente en el plano vertical al eje del esfuerzo.4 Relación de la deformación del material Si definimos ambas deformaciones con sus respectivas ecuaciones.2.11 Cuando se incluyen los efectos de la porosidad y los fluidos contenidos en la roca .. Figura 2. 0 .2 – 1.35 0. Uno de los más comunes es el coeficiente poroelástico ( ).25 – 0.6 La constante poroelástica ( ) Existen diferentes criterios para definir los parámetros que representan el comportamiento de los fluidos contenidos en la roca. llamada también “Constante de Biot”.3 1–8 4–8 1–5 0.13 0.35 – 0.2 Valores típicos de propiedades elástica Tipo de roca Módulo de Young Relación de Poisson 0.1 – 1. el cual es ampliamente utilizado en simuladores comerciales para diseño de fracturamiento hidráulico.5. éste se convierte en un modelo poroelástico. Cuanto más alto es su valor.15 – 0.25 – 0. se muestran los valores típicos de las propiedades elásticas para diferentes tipos de roca. Para pozos de aceite el valor de esta constante es de 0.35 0. la cual refleja la eficiencia del fluido para contrarresta la carga vertical aplicada.30 . En la tabla 2.30 0.20 – 0.30 0. ya que se ve afectada por el decremento en la presión del yacimiento. 2.0. mayor es la eficiencia y menor el Esfuerzo Efectivo ( ) aplicado sobre la matriz rocosa[6]. Y Tabla 2.2.en el modelo elástico. Así.70 aproximadamente.45 0.45 Caliza Arena no Consolidada Arena Consolidada Pedernal Esquisito/Lutita Carbón mineral 5 . cambiando durante la vida del pozo. Esfuerzos de corte que actúan paralelamente al plano de aplicación y se representan con la letra . la existencia de fluido en los poros de la matriz de la roca. en la profundidad de la formación. La magnitud y distribución de los esfuerzos “in -situ”. Esfuerzos efectivos ( ).5. En el caso de los diferentes estratos geológicos. La figura 2. ello resulta en un campo de esfuerzos donde se combinan esfuerzos normales y de corte. cuya resultante conforman tres esfuerzos principales perpendiculares entre sí.2. . Los esfuerzos se consideran positivos (+) cuando son de Compresión y negativos cuando son de Tensión (-). generalmente de magnitudes diferentes. depende de las condiciones de deposición y de eventos tectónicos ocurridos posteriormente. se entienden por la carga neta soportada por la estructura mineral sólida. se experimentan diferencias entre el esfuerzo total y el esfuerzo efectivo[7].5 muestra el campo de esfuerzos que actúan in-situ sobre la formación a una profundidad dada.7 Estado de esfuerzos El concepto de esfuerzo se refiere a la capacidad que posee un cuerpo para soportar una carga por unidad de área. de esta manera. dependiendo de la dirección en la cual se aplica la fuerza en relación a la superficie. con base a esto se obtienen: Esfuerzos normales que actúan perpendicularmente al plano de aplicación y se representan con la letra . induce que parte de la carga sea soportada por el fluido. de los cuales podemos mencionar los principales. durante el fracturamiento es más difícil iniciar una fractura cuando la formación ésta en su etapa madura. debido a que el fluido contenido en ella soporta parte del esfuerzo aplicado y actúa como un “muelle amortiguador”. ). la ecuación que lo representa es: …………………………………………………………………………2. 2.5.5 Representación del campo de esfuerzo Existen diversos efectos o factores que inciden sobre el estado de esfuerzos presentes en la formación.12 Si analizamos la ecuación podemos inferir que la presión de poro disminuye.Figura 2. . hasta alcanzar el valor de la carga litológica cuando la presión de poro cae a cero ( Luego: En este caso. el esfuerzo efectivo se hace mayor.8 Presión de poro La matriz rocosa solo se ve afectada por el esfuerzo efectivo. Esta es la principal razón que justifica el bombeo de un precolchón[8]. ya que al estar confinada dentro de un ambiente cerrado. En caso inverso. la roca puede fallar cuando es sometida a compresión o a tensión.9 Temperatura Cuando se inyecta un fluido a menor temperatura que los fluidos contenidos en el yacimiento. el enfriamiento ocasionado a la formación con el fluido fracturante disminuye el esfuerzo efectivo de la roca y facilita el inicio de la fractura hidráulica. En este caso.5. la interacción de los tres esfuerzos principales.5. la energía a aplicar para iniciar y propagar la fractura es mayor. por ello. el esfuerzo efectivo de la roca disminuye. La magnitud del esfuerzo normal de la roca ( ) varía directamente proporcional a la variación de temperatura ( ). si se desea fracturar esta zona. por ende. si la presión de poro incrementa debido a la inyección de fluidos al yacimiento. debido a que ya no tenemos un fluido presurizado dentro del yacimiento que nos ayude a abrir la roca. 2. junto con una cuarta componente que es la presión de poro (variable con el tiempo). por cambio de temperatura que altera el estado de esfuerzos de la roca.10 Criterios de falla Los criterios de falla se utilizan para comprender bajo qué condiciones de carga la roca se rompe. la permeabilidad es más baja. hace que bajo cierta combinación la roca falle. Al mismo tiempo.Esto es importante porque haciendo una analogía con una prueba uniaxial. En general. se origina un súbito golpe térmico. la porosidad de la roca disminuye por la aplicación de una carga mayor y. durante el fracturamiento el primer fluido que se inyecta se filtra hacia la formación. uno de los criterios de falla más comunes es el de Mohr-Coulumb. lo que ocasiona una disminución en la presión efectiva permitiendo iniciar la fractura más fácilmente[7]. basado en el clásico . 2. 2. independientemente de las condiciones de terminación incluyendo la orientación preferencial de los disparos. En este punto sólo se mencionan los criterios de falla ocasionados por tensión debido a que.diagrama de Mohr. en un fracturamiento hidráulico. sino también la dirección del plano de falla[2].14 Bajo esta condición y para el caso particular la fractura hidráulica es generada por la tensión.11 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.5.13 Los criterios de falla nos ayudan no solo a determinar esa condición. 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. ……………… …………………………………………………………….6. El caso que aquí nos ocupa es donde el estado original de esfuerzos cumpla la siguiente condición: ………………………………………………………………………2. la presión ejercida en la pared del pozo incrementa los esfuerzos de tensión hasta fracturar la formación.. . como lo ilustra la Figura 2. el criterio para definir si la fractura se propagará hacia el interior de la formación está definido por la siguiente ecuación. Una falla por tensión ocurre cuando el esfuerzo efectivo mínimo en la pared del pozo ( ) es mayor que la resistencia a la tensión de la roca ( ).2. la orientación de la fractura estará en dirección perpendicular a . 7.6 Orientación de la fractura creada por la tensión Las técnicas de cálculo y evaluación de la fractura se basan en el entendimiento absoluto de la mecánica de las rocas. puede decirse que la tenacidad nos da una idea de la reacción de la roca a la presencia de deformaciones. para ello se deben determinar las condiciones “in-situ” para alcanzar un diseño y una interpretación adecuada y tan cercana a la realidad como sea posible[3].Figura 2. figura 2. 2. Así.5. . Así. la teoría de de una fractura lineal elástica nos dice que una fractura se propagará cuando el valor del esfuerzo en el extremo de la fractura supere un valor critico dado por el Coeficiente de Tenacidad (Toughness).12 Tenacidad (Toughness) El mecanismo admite que siempre hay irregularidades en la roca y estas inducen puntos de concentración de tensiones que pueden ser utilizados como una ayuda para iniciar y propagar una fractura. Todos ellos disminuyen el éxito del tratamiento. disparados inadecuadamente o mal diseñados. pues incrementan la presión neta y aumentan las probabilidades de arenamiento causado por el limitado ancho de fractura cerca del pozo[6]. Este valor. alineación inadecuada de la fase de disparos. puntos estrechos inducidos de la roca y fracturas múltiples.7 Representación gráfica de la Tenacidad de la formación Diferentes estudios han determinado que la tenacidad es una medida de cuán fácil es fractura una formación determinada. . Es importante entender estos fenómenos y el efecto que tiene la geometría de la fractura cerca del pozo en el desarrollo del tratamiento.[psi.5] Figura 2.13 Efectos en la vecindad del pozo En pozos desviados. Esas pérdidas en la vecindad del agujero son atribuidas a efectos como la tortuosidad (cambio o giro imprevisto o repentino de fractura).plug0. está entre 700 y 2400 2. para varios tipos de roca. . se observan en la vecindad grandes pérdidas por fricción.5. El contraste entre los valores de (Toughness) entre capas adyacentes tiene una gran influencia en la geometría (Forma) de la fractura. 2.16 Fricción en los disparos Un pozo disparado de manera deficiente tiene un efecto significativo en la ejecución y evaluación de un tratamiento de fractura debido a que los disparos .14 Geometría de fractura alrededor del pozo 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. que pueden ser evaluados con datos de campo[6].15 Salvo la fricción a través de los disparos.5. si no se orientan en la dirección señalada y los pozos son direccionales.5. los cuales pueden sumarse: …………… ……………………………….2. Existen modelos para esos mecanismos de incremento de presión y cada mecanismo tiene uno o más parámetros. no es posible predecir los efectos cerca del pozo. En realidad. y que esto pueda predecirse y prevenirse[6]. El propósito principal de conocer los efectos cerca del pozo es entender el origen de su arenamiento. 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. la fractura puede crecer en forma de “S”. 2.5. 2. Otros estudios muestran que.15 Disparos y efecto de desviación Los tres supuestos componentes en la pérdida de presión en la vecindad del agujero son: La fricción a través de los disparos Los giros de la fractura (por ejemplo la tortuosidad) La fricción por un desalineamiento de los disparos. afectan la presión de rompimiento y de tratamiento. de otra manera el efecto se toma constante durante todo el tratamiento[7]. pudiendo provocar un arenamiento. Si los disparos son de la fase y tamaño adecuado. este efecto es despreciable.8 La fractura gira y cambia para alinearse con la dirección preferente de propagación . 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. En la Figura 2. Figura 2.5. el ancho de la fractura se reduce con relación a aquélla que gira. Cuando la fractura se abre contra un esfuerzo mayor que el mínimo in situ. 2.17 Tortuosidad Se define como un camino “retorcido” que conecta el pozo al cuerpo principal de la fractura. 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.8 se muestra cómo una fractura puede cambiar y girar para alinearse con el plano preferente de fractura. 9 El desalineamiento entre disparos y el plano de la fractura provoca puntos muy ajustados . Por otra parte. Sus ecuaciones se basan en el gasto de flujo. Figura 2. Desalineamiento de fases.Los simuladores P3D actuales representan el comportamiento y calculan la fractura. la orientación de los disparos al plano de la fractura puede ser tan similar como una fase de 90°. debido a la caída de presión que resulta del flujo alrededor del anular hacia la “ala” no conectada. una alineación casi perfecta de fase 0° causa una propagación preferencial de fractura de una “ala” con penetración de la “ala” compañera. La mayoría de los disparos no están alineados con el plano preferencial de fractura. los esfuerzos mínimos horizontales y otros datos experimentales o de campo. 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. Si se usa una pistola fase 0°. y se cree una fractura. si se bombea algún agente de sostén o apuntalante. Sin embargo. pero generalmente estos no se pueden confiar). siempre que el agente de sostén sea más fuerte que las fuerzas que tratan de cerrar la fractura. A medida que aumenta el gasto. la fractura se quedará un poco abierta. 2. en la fractura y después se libera la presión. Esta diferencial de presión causa un estrés adicional alrededor del pozo. cuando éste quiere entrar a la fractura[7]. esta diferencial de presión también aumenta. a presión diferencial entre la presión en el pozo y la presión original que se genera en el reservorio. lo que puede provocar un arenamiento prematuro debido al puenteo o taponamiento del apuntalante. dependiendo de lo fuerte que sea la roca y la magnitud de fuerza que actúa para cerrar la fractura. a medida que aumenta velocidad. esta presión diferencial causará un estrés que se supere el estrés necesario para romper a un lado de la roca. En este punto. Si el tratamiento ha sido correctamente diseñado esto conducirá a un aumento de la producción. Eventualmente. el fluido se comunicará con la fractura a través de estrechos canales alrededor de la tubería de revestimiento. con tal velocidad que erosionan los puntos estrechos. será como si nunca se hubiese fracturado la roca. .6 Descripción del Proceso Un fluido es bombeado dentro de una formación permeable. bajo las circunstancias adecuadas se ha creado un camino del aumento de la conductividad desde el yacimiento hasta el pozo. las bombas se apagan o la presión es purgada. atravesando el micro anillo (A) y pasando el área restringida antes de entrar al cuerpo principal de la fractura. y la fractura se cierra de nuevo. a continuación. Si esto apuntalante también tiene la porosidad y la permeabilidad significativa. Estos canales pueden causar altas presiones de tratamiento debido a las restricciones en la anchura (Figura 2.Nolte señaló que si la fractura no inicia en los disparos. Finalmente. Por sí mismo.9). ello no necesariamente produce algún aumento de la producción (aunque hay circunstancias específicas en que esto puede aumentar la productividad de forma temporal. Generalmente. wf. Se bombea consecutivamente. para este caso ideal) y ancho. la situación es un poco más compleja. el fluido y el apuntalante son mesclados con una suspensión en la marcha. los procesos requieren bombear un fluido muy viscoso dentro del pozo a muy alta velocidad y presión. la tasa global de bombeo e indicar la elaboración del tipo de fluido requerido para las características de la fractura. Los tratamientos de fracturamiento hidráulico se colocan cientos de miles de libras de apuntalante y se colocan dentro de cientos de pies de fractura.10. Entonces ésta es seguida por varias etapas de fluido cargado con apuntálate. (asumiendo que puede ser un máximo en el pozo. el número de etapas de propante. La figura 2. En orden de crear la fractura. En la realidad. Finalmente. el tratamiento completo es desplazado a las perforaciones. Después de que el desplazamiento ha terminado. las bombas se cierran y la fractura se cierra hasta donde le permite el propante. xf.11 muestra una fractura ideal con dos simetrías. . bastante poder de electricidad aproximadamente 500 casas en Western Europa. como primera etapa generalmente se bombea un colchón con un fluido conocido. Bombeando a alta velocidad y alta presión se requiere muchos caballos de fuerza. Una típica bomba de fracturamiento manda a razón de 700 a 2700 caballos de fuerza hidráulica (HHP). (de nuevo se asume que es un máximo en el pozo). El ingeniero de fracturas puede variar el tamaño del colchón. Sin embargo esta figura demuestra que la longitud. Comúnmente. Esto es porque el proceso generalmente involucra grandes camiones o remolques con enormes motores a diesel y voluminosas bombas. que lleva el apuntalante dentro de la fractura. sin ninguna pausa. organizar el tamaño del propante. altura. Para poner esto en perspectiva.Generalmente. fracturas con forma elíptica y en cualquier posición alrededor del pozo. y bombeados en el agujero usando equipos específicamente diseñados para bombeo y mezclado de sólidos y líquidos. 13000 HHP es aproximadamente igual a 1 MW. hf. una grafica de las variables del tratamiento aparece como en la figura 2. la concentración de propante dentro de las etapas. usando 10000 galones de fluido fracturante y miles de caballos de fuerza hidráulicos. 10 Grafica empleada para un tratamiento típico de fracturamiento hidráulico Figura 2. El análisis de Nolte-Smith (Nolte y Smith.Figura 2. 1981) está basado en un análisis del la pendiente de la gráfica presión de .11 Fractura elíptica ideal muestra ancho. altura y longitud Entender las fuentes de ganancia y pérdida de energía es fundamental para comprender el proceso de fracturamiento. 3.tratamiento en el fondo del pozo durante las operaciones de fracturamiento. el volumen inyectado variar entre . es decir. lo que representaría perdidas en la producción del pozo. se inyecta a el gasto provisto en la fractura. generalmente se usa el fluido lineal para la operación ya sea base agua o aceite y tiene como objetivo comenzar la fractura. el gradiente de esta curva es energía dividida por el tiempo. el efecto que tiene el bombeo de éste fluido dentro de la formación es la de incrementar la permeabilidad de la roca. o viceversa[1]. Se denomina así. un análisis de la pendiente de la grafica de presión puede indicar cuanto trabajo se está realizando por el fluido fracturante en la formación. o trabajo. Tabla 2. Fuentes de energía ganada y energía usada durante las operaciones de fracturamiento. consta de etapas previas a la inyección del agente apuntalante. En una grafica de trabajo estándar. para facilitar la colocación de este adecuadamente y no se ocasionen los problemas de arenamiento o no se logre inyectar el volumen total de fluido fracturante. donde es graficada la presión contra el tiempo. a la inyección del fluido compatible de baja densidad.7 Etapas de operación El diseño del sistema del fracturamiento hidráulico. Así. Energía usada Fricción en las paredes del pozo Fricción de la perforación Tortuosidad Fricción del fluido en la fractura Superando los estreses in-situ Perdida de fluido Producción de ancho de fractura Ruptura de la roca en el extremo de la fractura 2. Energía ganada La conversión de la energía mecánica en presión y el gasto por las bombas fracturantes La Cabeza hidrostática. a) Inyección del precolchón. cuya finalidad es la de servir de capa receptora del agente apuntálate. d) Etapas de arena o Inyección del agente apuntalante. para que este se inyecte y encuentre una zona que facilite el transporte a todo lo largo y ancho de la fractura creada. una vez inyectado el colchón se produce a conectar la gelatina con 1 a 2 lb/gal en un volumen del 10 al 15% del volumen total hasta esta etapa. se incrementa a la concentración la . Se inicia con la inyección del fluido fracturante transportando concentraciones diferentes del agente apuntalante. se inicia con incrementos de concentración de aproximadamente 1 lb/gal a diferentes volúmenes de fluido.10. b) Tiempo de espera. c) Bombeo o Inyección del colchón. En esta etapa se inicia la inyección del fluido fracturante transportando el agente apuntalante. se inyecta al gasto programado y el volumen es alrededor del 30% del volumen total del fluido. Es la inyección del fluido fracturante. Ver figura 2. repercutiendo tanto en lo operativo como en lo económico. esta es la etapa más importante debido a la dosificación del agente. Se determina por una o más construcciones de la curva de declinación. luego se incrementa a 3 lb/gal agregado a un volumen del 20 al 25% del volumen total y se incrementa la concentración de 3 a 4 lb/gal en un volumen decreciente del 15 al 20% del volumen total y se continua con concentraciones de 5 lb/gal en volumen del 10 al 20% del volumen total y finalmente. en esta etapa se adiciona un aditivo para controlar la pérdida del fluido en la formación. puesto que una mala dosificación ocasionaría problemas en el pozo. El concepto original de análisis de declinación de presión se fundamenta en la observación de la tasa de declinación de presión durante el proceso de cierre.40 y 70 . es decir. para calibrar la fractura modelada introduciendo datos y rediseñando el tratamiento. e) Desplazamiento. la suspensión de la fractura y la limpieza del pozo. Estas pruebas involucran los periodos de inyección intermitentes seguidos típicamente por intervalos de shut-in y/o flowback. puesto que la parte más estrecha es la más alejada de la pared del pozo por lo tanto no puede saturarse con altas concentraciones de arena.concentración máxima de 6 y hasta 8 lb/gal correspondiente al volumen restantante (esto es debido a que el agente apuntalante ya se encuentra en casi toda la extensión de la fractura. presión y gasto son medidos a los largo de un minifrac y grabados para sus análisis subsecuentes. . Se inyecta fluido limpio con la finalidad de desplazar la mezcla fluido / apuntalante que pueda quedar en la tubería de producción [10]. Pruebas semejantes como esta son usualmente aplicadas. es decir. como parte de la optimización del proceso diseñado.8 Minifrac El termino minifrac es comúnmente usado para describir cualquier tipo de prueba de inyección realizada en un reservorio para obtener información característica asociada con el procesos de fracturamiento hidráulico. puesto que esto ocasionaría un taponamiento en el pozo. Un efecto nocivo provocado por la mala dosificación de la arena es el llamado arenamiento mencionado anteriormente que es la precipitación de la arena en exceso a todo lo largo de la fractura y del intervalo productor lo que ocasiona un taponamiento en el pozo. lo que produce la rentabilidad de la operación. 2. lo que incrementa el costo del tratamiento. Como cualquier prueba del pozo. repercutimiento en un incrementó de presión fuera del rango de presión de operación fuera del rango de la presión de operación y será necesario la suspensión de la operación y limpieza del pozo. También se debe tener el volumen para contactar con todas las formaciones que se estimaron en el diseño del tratamiento.2). A continuación se muestra un resumen de los procesos involucrados en el Análisis de minifrac. módulos de Young. Las variables claves en el simulador (usualmente son stress. Sin embargo este análisis es un tanto cualitativo.8.2. Información que es vital para el éxito del tratamiento principal. valoración mucho más .1 Datos del minifrac durante el bombeo La forma y el gradiente de la presión contra el tiempo nos dice mucho sobre que tan grande y como se distribuye la fractura. dureza de la fractura y la pérdida de fluido) se ajustan hasta que la presión prevista coincida con la respuesta de la presión real.12. a la tasa prevista. Esta se ilustra en la figura 2. Para aumentar aún más la exactitud la geometría de la fractura es necesario realizar un reajuste de la presión (ver la sección4-2. 2. En un pozo planeado y ejecutado con minifrac pueden proporcionar datos sobre la geometría de fractura. altura y anchura posible. El análisis de Nolte-Smith se puede utilizar para tener una idea general de cómo se propaga la fractura en términos de longitud. El minifrac debe ser bombeado anticipadamente con el fluido de tratamiento. Este proceso implica la introducción de datos del tratamiento seleccionado (velocidad y concentración de apuntalante) dentro del modelo de fractura en el simulador y comparando la respuesta de la presión neta prevista contra la presión neta real. sin bombear volúmenes significativos de apuntalante. antes de realizar el bombeo del tratamiento real. El minifrac está diseñado para ser lo más cerca posibles al tratamiento real.El propósito del minifrac es proporcionar la mejor información posible acerca de la formación. Sin embargo la presión ajustada permite realizar una cuantitativa de la geometría de la fractura. las propiedades mecánicas de la roca y la pérdida de fluido. La región cercana al pozo necesita ser probada para saber la capacidad de transmitir apuntalante. Es una etapa muy corta de apuntalante por lo general menor de 1000 libras. En otros casos. se ve sin aumento de presión.12 Ejemplo del empleo de una gráfica minifrac. Idealmente. lo que indica que los canales de flujo están cerca de tener el ancho adecuado. en caso que la tortuosidad sea significativa. Tenga en cuenta también que esto es una práctica común para series de gusano de apuntalante a concentración creciente. el pozo se protegerá afuera con el gusano apuntalante. para poner a prueba aún más la respuesta de la región cercana al pozo [1]. Esta es una prueba para ver que tan agresiva es cualquier tortuosidad. Sin embargo. la respuesta de la BHTP se observa. ilustrando los parámetros significantes (cursivas) que puede derivarse de su análisis La figura 2. eso tiene un hecho preventivo de una pantalla prematura durante el tratamiento. después de bombear por completo un pozo con apuntalante. será observada una elevación de presión.12 ilustra un gusano de propante. Como los pasos del gusano dentro de la fractura. Mientras esto puede parecer un desastre. simplemente medir de la cantidad de caída de la presión no es suficiente. .Figura 2. El gusano de apuntalante es diseñado para hacer esto. Análisis de los datos hasta el cierre de fractura proporcionará la siguiente información. ISIP. La presión de cierre es la presión de declive en la grafica en el momento en que la fractura se cierra. tiempo y viscosidad. Esto es generalmente marcada por un cambio en la pendiente. Figura 2. Al cierre. es la diferencia entre pinj (BHTP) y pISI (ISIP). tal como se ilustrada en la figura. ilustrando los parámetros (cursivas) que pueden ser obtenidas de este análisis.8. Cierre de fractura. Tome en cuenta que esto no puede ser constante.2.2 Disminución de la presión Minifrac/ hasta el cierre de fractura El análisis del declive de presión después de concluir el bombeo es una parte importante del proceso de análisis de minifrac. La evaluación cuantitativa de la fricción cerca del pozo.13 Ejemplo del declive de presión en un minifrac. velocidad. lo que indica un cambiador de flujo lineal de . ya que las perforaciones pueden aumentar su diámetro (erosión) y numero (apertura de perforaciones bloqueadas). pISI = pf – la presión del fluido dentro de la fractura. 2.13: 1. 2. Esto es necesario para el cálculo de la presión neta. mientras que la tortuosidad es un fenómeno dinámico que cambia con la presión. cuando toda la fricción tiende a cero. 3. cuando la pérdida de fluido es dependiente de la presión. El análisis durante el bombeo dará la geometría y. Esta es la diferencia entre pISI y Pc. en teoría cuando el dato de presión es graficado contra la √t. el coeficiente de pérdida.11 en una gráfica de la raíz cuadrada de tiempo. Sin embargo. Un método para determinar el cierre de fractura es la producción de una grafica de BHTP contra la raíz cuadrada del tiempo. es más fácil detectar el cambio en la gradiente de él derivativo de la grafica que la propia de la disminución. A menudo.Darcy si la fractura se enfrenta a un flujo radial de Darcy desde el pozo. Después de la presión de cierre ha sido identificada. La figura 2. 4. haciendo que la relación sea mucho más compleja. La presión de ajuste también se necesita para ajustar en cierre antes del la presión de decline y la respuesta de la presión durante el bombeo.14 muestra la disminución de la presión de la fig. debe haber una línea recta mientras que la fractura es abierta y una curva después de tener el cerrado. El área de la fractura y el tiempo de cierre. tiene sentido trazar la pendiente en la grafica (o derivado) al mismo tiempo.2. . Debido que la pérdida de fluido a través de la pantalla de fractura depende de la raíz cuadrada del tiempo. es más fácil para que primero se ajuste la presión de declive y entonces ajustar para igualar la presión durante el bombeo. Note que este es un proceso iterativo porque la pérdida también juega un papel significativo en la forma de la grafica de presión durante el bombeo. A menudo. Pérdida de fluido. el tiempo necesario para cerrar la fractura se puede medir. Debido a que encontrar el cierre de la fractura es encontrar todo sobre el punto en el descenso de la curva donde hay cambios de gradiente. por tanto. la porción de pérdida de fluido disminuirá a medida que disminuye la presión. el área de la fractura. A veces este cambio en el gradiente puede ser difícil juego y hay una gran variedad de gráficos diferentes y métodos disponibles para ayudar con este proceso (véase más adelante). Presión neta. producirá la tasa de pérdida y. 5. Esto funciona bien para la pérdida de fluido dependiente de la presión. completa con el derivativo y la identificación de la presión de cierre[1]. muestra la derivada y la el cierre de fractura.3 Análisis Nolte de la función G. la perdida de fluido y la geometría de fractura.16 Como . y la . Nolte derivo las siguientes relaciones para el declive de presión: .Figura 2. ………………………… ……2. Nolte (1979 a 1986) desarrollo un método para analizar los declives de presión mediante minifrac que tiene tres aplicaciones directas de modelos de fracturamiento 2-D (KGD. de esto.17 Donde t es el tiempo desde el inicio de la inyección del fluido y t i es el tiempo de inyección.2. Este análisis está basado en el uso de la función G para ayudar a identificar el cierre de la fractura y. PKN y radial).…………………. La parte superior de la ecuación 2.14 Ejemplo de una grafica minifrac del declive de presión y la raíz cuadrada del tiempo. 2.………………………………………………………….16 representa el límite superior.8. Al límite in ferior. la función trigonométrica es en radianes. . un método rápido es solo tomar las expresiones superiores e inferiores para g(∆tD)... El valor real para α es dado por: ……………………………………………… ……… …2.19 ……… ………… ………………………… ……. en la comúnmente variable.……………………… ……… …2.18 ………………. para encontrar el valor real de g(∆tD).parte baja representa el límite bajo.. no en grados.5 y para el límite superior = 1.20 Figura 2. se calculan ambos valores y se realiza una extrapolación basándose en la ley de los exponentes de los fluidos de fracturantes (n’) y la geometría de la fractura (radial. o KGD). = 0. En la práctica.15. Los valores tienden a estar casi siempre en la región de 0. Como se muestra en la figura 2. PKN.5 y 0. (Nota: al calcular el límite más bajo.) La extrapolación en realizada entre dos valores de la variable α.2.15 La gráfica muestra la variación de g(∆tD) con ∆tD para el análisis Nolte El valor real de usado para la extrapolación es dependiente en la eficiencia del fluido y n’.7. como ∆tD incrementa. Primero.5.16. Figura 2. que es frecuentemente llamada presión de ajuste (pm) y tiene unidades de presión (como tiempo G es de menor dimensión). Esto es un parámetro importante en los análisis de declive presión de Nolte minifrac. La presión de ajuste es la sección de la pendiente de la línea recta en el medio del declive antes del cierre.la diferencia entre los límites superiores e inferiores se vuelve más pequeña y en el futuro se pone despreciable comparó a la exactitud del resto del sistema. El tiempo Nolte G esta entonces en función de tD tal que: ……………………… …………………………… 2. Una grafica común para un declive de presión contra el tiempo Nolte es mostrada abajo en la figura 2.21 Note que para α= 1 y α= 0. La figura 2. el cierre ocurre cuando la . g(∆tD=0) esto es igual a 4/3 y /2 respectivamente. Finalmente. hay un periodo de pendiente constante antes del cierre de la fractura. debido a los efectos de almacenamiento de la fractura y fricción del fluido.16 Idealizando el tiempo Nolte G en la gráfica de declive de presión.16 ilustra tres puntos importantes. la presión de cierre instantánea (ISIP) registrada usando datos del campo puede ser artificialmente alto. Segundo. presión de declive se desvía de esta inclinación constante. la eficiencia del fluido puede ser fácilmente calculada por la Ec. βs.14). El coeficiente de pérdida de fluido (constante. un factor dependiente de la geometría (ver Ecuaciones.………………………….………………………………………………………………………………...22 Debe notarse que si el tiempo de cierre es igual al tiempo de bombeo.26 Que es un método rápido y fácil para determinar la eficiencia del fluido. de abajo).…………………….23 De la g(∆tD) el tiempo de cierre [=g(∆tcD)]. rp es la proporción del área de .…………………………………………………. Los sistemas modernos monitorean más datos en tiempo real y pueden graficar la función G en tiempo real. entonces …………………………………………………………………………………. Para un minifrac. la eficiencia del fluido puede ser determinada como sigue: . Por propante.24 Donde es la fracción del total del volumen de la fractura ocupada por el determinado puede ser igual a cero. 2.……………… .2.…………………………2. En este punto 2..28-230. presión independiente) puede ser calculado como: .25 Esto puede simplificarse a: .27 Donde pm es la presión de ajuste (ver Fig. en ese caso la presión de cierre puede ser determinada.26..2.2.. 2.. consiguiente: ……………………………………. 2. 2. fractura en la formación permeable sobre el área total de fractura (por ejemplo. Finalmente. Dado que para los modelos 2-D: PKN………………………………………………………………………2.33 Radial… ……………………………………………… …………………..………………………………………….……………………………………………………………2. α= 1 y para una viscosidad descendiente α<1. X= (32Rf / 3 2).31 Donde es el área de un ala de la fractura. α se asume que es 1. tal que para KGD.30 Donde n’ es el poder de la ley de los exponentes para el fluido y α es una variable descrita como constante de viscosidad de el fluido fracturante. para PKN.29 Radial .34 Entonces la longitud de la fractura o el radio de la fractura pueden encontrarse fácilmente.……………………………………………………….. la proporción del área total para la fractura).2.2. Así.… ….2.2. tal que para una viscosidad contante. el tiempo Nolte G no solo es una herramienta útil para encontrar el ISIP “ideal” y la presión de cierre... Comúnmente. E’ es el modulo de tensión en el plano y X es un factor dependiente del modelo de geométrico que se esté usando..2. X= hf y para radial.. X = 2xf. el tiempo Nolte G puede usarse para encontrar las dimensiones de la fractura: ……………….28 KGD……………………………………………………………………. también puede usarse para encontrar la eficiencia del fluido y la pérdida del fluido (asumiendo una geometría de fractura 2-D). El promedio de la anchura de la fractura también puede ser obtenida: . PKN………………………………………….32 KGD.. donde Rf es el radio de fractura para el modelo radial de fractura. Esto es considerado el límite superior típicamente para la tensión horizontal mínima o presión del cierre. recuerde que este está basado en geometrías de fractura 2-D. Este cambio o “ruptura” indican la salida de extensión de la fractura que es teóricamente igual a la magnitud de la presión del cierre más la fricción de la fractura y resistencia de la propagación[11]. el fluido bombeado a las proporciones de flujo crecientes en forma de paso escalonado.2. . Idealmente.1 Análisis Step Rate Una prueba Step Rate se usa para determinar la presión de extensión de fractura.………………………………………… … . Indiferentemente..9 Tipos de análisis Los análisis más usados en la evaluación de las pruebas de inyección o minifrac se describen a continuación: 2. 2. la presión de fondo al final de cada intervalo de la proporción se grafica entonces contra el gasto para identificar un cambio en la inclinación.35 Cuando use el análisis Nolte. Después de la fractura.9. cada proporción de flujo se mantiene hasta que se logra una presión estabilizada. se ha propuesto un periodo de tiempo igual para cada proporción de flujo. En lugar de lograr una presión estabilizada. un ejemplo de el análisis de la función Nolte G puede ser encontrado en Martin (2005) [1]. En el cual se gráfica la presión de fondo en psi contra el gasto en bpm. La relación decreciente entre el gasto y el resultado de presión en una determinación en las cerca de las paredes del pozo[11]. la presión también disminuirá como resultado de las perforaciones y las pérdidas de presión cerca de las paredes del pozo. 2.9. debe ser necesario introducir la fricción en tubería para la credibilidad de este análisis. Entonces durante cierre. Este análisis se usa para determinar los efectos de presión perdida en las cercanías del pozo(es decir.2 Análisis Step Down El análisis Step Down se usa para calcular perforaciones y las pérdidas de fricción en las cercanías del pozo.17 Ejemplo de una prueba Step Rate. el gasto disminuye en una forma paso escalón para un periodo corto de tiempo. Como la inyección de gasto disminuye. mientras la presión estabiliza. usando la presión de tratamiento en superficie. Este análisis es realizado después de la propagación de la fractura se ha establecido.Figura 2. Si el análisis Step Down se ha realizado. problemas y anomalías por altas presiones que pueden causar una pantalla en las cercanías a las paredes del pozo). . 18 Ejemplo de análisis Step Down en donde se graficaron la presión perdida con respecto a el gasto 2.Figura 2. .3 Análisis Horner La gráfica de Horner se usa para determinar si el flujo pseudo-radial desarrolló durante declive de presión.9. primero estima la presión de cierre[1]. el flujo radial o pseudo-radial puede estar afectando la conducta de declive. Si una línea recta semi-logaritmica se observa y la línea puede extrapolarse a un valor razonable de presión de yacimiento. La grafica de Horner proporciona un límite más bajo. Esto sugiere que la fractura ya esté cerrada y que los datos más allá del punto de influencia no se consideran en la evaluación del cierre. ISIP.4 Análisis de Regresión El Análisis de la regresión es el procedimiento donde se identifican eventos del tratamiento y evaluaran los efectos paramétricos. etc. Cuando las respuestas de ajuste y los parámetros de optimización satisfacen los modelos de la geometría de fractura.19 Ejemplo de grafica de Horner.. un procedimiento estadístico puede invocarse para determinar automáticamente cierre. Una técnica de la regresión se usa para minimizar la diferencia entre los resultados ejemplares y los datos moderados. Una vez se han identificado los eventos. 3. La información siguiente puede determinarse de un Análisis de la Regresión propiamente dirigido[1]: .9. Iniciación. Gráficamente identifique los eventos mayores que ocurrieron durante el ciclo del tratamiento (ej. Este proceso puede repetirse tantos tiempos como desee. La metodología específica es como sigue: 1. 2. Estas gráficas se usan en la determinación de cierre.). el Cierre. Además. se puede calcular la geometría de la fractura y los parámetros asociados a la pérdida de fluido. Pueden generarse gráficas diagnóstico usando una variedad de funciones de tiempo. incluso tiempo del cierre. pueden seleccionarse parámetros y los ajustes de la historia se realizaron comparando la contestación teórica a los datos moderados reales para cada modelo de la fractura que contuvo en el programa.Figura 2. 2. 5. 2. C.9. 9. y . la gráfica .5 Método Derivativo El Método Derivativo es una de las metodologías para determinar el punto de inflexión (es decir el cierre de la fractura). Presión del cierre. pC. 2. dP/dt.20 Ejemplo de un análisis de regresión el cual hace uso de los datos de presión de fondo con respecto a la función de tiempo G. La tendencia resultante representa la proporción de cambio de presión con respecto a tiempo. flowback o declive natural). Presión de fractura neta 4. ISIP. si el área de la fractura es conocida. 6. 8. A. Analizar el derivado. Dependiendo del tipo de datos (es decir. Presión de Cierre Instantáneo. Figura 2.1. 10. Fracción colchón. Tiempo del cierre. El área de la fractura. como una función de tiempo es un método de determinar cierre. tC. Coeficiente de perdida. 3. Fracture eficacia . Parámetro de inciertamente (ajuste de los antecedentes). Modelo aplicable de fractura (ajuste de los datos y presión neta). basó en el buen-ataque del modelo de geometría. 7. Nolte fue el primero en llevar a cabo este concepto. agentes de sostén de permeabilidad adecuadas que soportarán la presión de confinamiento y una variedad de aditivos que proporcionaran propiedades reológicas y control de filtrado al fluido utilizado. que da el ajuste de declive de presión que encaja con el punto de la inflexión al cierre.10 Función del equipamiento El concepto de fracturar una capa implícita el propósito de crear condiciones favorables para lograr un mejoramiento de la conductividad de la formación respecto a como estaba antes de fracturar. el tiempo del cierre sería indicado por una desviación de los declives de presión moderados y teóricos. Aunque esta función de tiempo puede dar los mejores resultados. p = ISIP . Este concepto se formula debajo: ……………………… …. Durante el cierre el usuario puede realizar un análisis del minifrac con una función de tiempo.2. 2. si uno puede encontrar una función de tiempo que donde la proporción de declive de presión con respecto a una función de tiempo es una constante durante el cierre de la fractura.37 Dónde p es la presión. no puede ser la "única solución" en el sentido que podría haber otras soluciones que den resultados correctos [11]. ..derivativa puede usarse para identificar el cierre observando un cambio característico en la forma de esta relación. ..p y Ψ es una función de tiempo.………………… …………. La función de tiempo que Nolte propuesta fue Nolte G (es decir. P = G dP/dG).2.36 O …………………………. La construcción de este “by pass” requiere la inyección de distintos fluidos.. En términos simples. mezclarlo con el apuntalante. las fracturas obligan. alimentar las bombas de alta presión. etc. la velocidad y químicas se controla. Esto dependerá de las propiedades de la formación a tratar. lo que permite un entorno mucho más seguro y administrado. Aunque existen variantes en los trabajos. de la profundidad. a un movimiento de equipos bastante más numerosos que otras operaciones de bombeo. extender y empaquetar la fractura. También han venido de la supervisión de tratamientos de fracturamiento al aire libre con la presión simple y medidores de tasa a las furgonetas de control computarizadas en el que prácticamente toda la presión. de las tuberías y de los fluidos utilizados. Los equipamientos de superficie involucrados pueden incluir: Tanques de almacenaje de fluido Transportadores de arena Blenders (mezcladores) Equipos de bombeo Líneas de alta presión y cabezas de pozo Instrumentos de medición y control. Hoy en día. y están disponibles en un gran número de proveedores. Por esto la industria del fracturamiento ha recorrido un largo camino en relación con el bombeo y equipo de monitoreo utilizados para fracturamiento hidráulico. Es típico que en estas furgonetas se controlen todas las unidades de bombeo y mezcla. se especializa en mezcladores y equipos de bombeo de alta potencia.Para lograr esto. y efectivizar la operación que cumplirá en rigor el diseño preestablecido. en una operación de fractura debe prepararse un fluido gelificado. se debe recurrir a una amplia gama de equipamientos. ya que debe lograrse una potencia efectiva que alcance para comenzar. Desde el momento del primer tratamiento de fracturamiento con baja potencia en camiones de cementación y cuando la arena había sido añadida por cortadores de sacos se introducía en chorro en la tina de mezcla. Es muy común para todos los datos del . Generalmente. y bombearlo a altas presiones. Hoy la unidad especializada de bombeo más común es clasificada en 2000 caballos de fuerza hidráulica y puede trabajar a presiones superiores a 15000 psi.000 psi.10. Estas unidades fueron típicamente alrededor 1000 HHP y tenía la ventaja de poco peso en caballos de fuerza. Existen unidades especializadas con puntuaciones caballos de fuerza a 3000 HHP (ver la figura 2.21 Una unidad de bombeo con potencia de 2700HHP . y las empresas de servicios diversos fueron diferentes direcciones en el diseño de este tipo de equipos. estas unidades suelen estar limitadas al bombeo a presión inferior a 5.tratamiento monitorizados en las camionetas se vuelven a transmitir tanto la oficina de servicios a sociedades y la oficina del cliente o en cualquier ordenador con acceso a Internet en cualquier parte del mundo[1].1 Equipo de bombeo de alta presión Como se menciono anteriormente. Figura 2. consolidar las bombas eran adecuadas para la fractura tratamientos. Durante mucho tiempo. equipos de bombeo especializado prevaleció.21). las primeras unidades de bombeo para fracturamiento hidráulico eran por lo general las unidades de cementación con menos de 500 caballos de fuerza hidráulica. Además de los caballos de fuerza bajo. pero poco a poco la necesidad de mayores caballos de fuerza. Este tipo de unidad fue utilizada durante más de 25 años antes de ser eliminada por otros más convencionales. Una empresa de servicios se comprometió a utilizar las unidades de turbinas de gas. 2. la unidad de fractura más frecuente fue un remolque o unidad de carga del cuerpo con dos bombas de 500 HP y motores dobles desde 500 hasta 600 BHP.000 a 2. Tabla 2.6 15. Su uso fue principalmente debido a su muy bajo costo y disponibilidad.4 es una típica tasa de caballos de fuerza para diferentes fluidos y tamaños con una bomba de 2. Desde mediados de la década de 1950 y 1980. había una gran cantidad de trabajos que requerían de bombeo a presión superior a las clasificaciones de las bombas convencionales. Este tipo de unidad de bombeo se encuentra todavía en uso hoy en día en muchas áreas debido a su fiabilidad y funcionalidad.6 22.664 7.4 Presión máxima psi 14.4 Gasto/Caballos de fuerza tabla para bombas de 2. Debido a que un gran número de pozos más profundos se completaron con tubulares pequeños.000 HHP Tamaño y fluido in 4½ 5 5½ 5¾ 6 Gasto máximo bpm 12.000 psi. A medida que el sector podía diseñar bombas de mayor potencia que era y sigue siendo un movimiento hacia un solo remolque montado en camiones de fractura de 2.470 8.459 9. Tabla 2.957 Durante la década de 1960 y a través de la década de 1980 hubo una gran cantidad de uso de las “bombas del intensificador " para el tratamiento a presión de entre 10.8 20.La razón principal de la desaparición de la turbina de gas fue su costo y la necesidad de un mantenimiento muy especializado. Después de la Segunda Guerra Mundial un gran número de motores de avión Allison se utilizaron para los equipos de fracturamiento.147 11. A finales de 1960 no era raro para una flota bastante importante de equipos convencionales de bombeo fueran literalmente destruidos . permitiendo una alta tasa de bombeo en bajas presiones y baja tasa de bombeo de altas presiones.6 18. Estas unidades fueron utilizadas en excedente hasta que se gastaron.000 y 20.500 BHP y motor de una bomba con distintos fines de fluidos.000 HHP. 2. como se muestra en la fig. El estado de los equipos de última generación en ese momento era muy funcional si se utilizaba el 60% de los caballos de fuerza o capacidad de presión. En tratamientos grandes. donde se monitorean los apuntalante y aditivos.2 Equipo de mezclado La mezcla de arena y productos químicos a los primeros tratamientos de fracturamiento hidráulico se llevó a cabo normalmente por lotes en los tanques y la adición de materiales se realizaba manualmente. Estas unidades suelen ser controladas desde la camioneta de tratamiento.10. también se tiende una mejora en la adición de los productos en polvo como lodos o suspensiones. La industria ha cerrado el .tratando la bomba durante períodos largos de tiempo y presiones superiores a 12. Contiene bolsas químicas y bombas de medición. pero simplemente no podía ser utilizado para cualquier período substancial de presión máxima o caballos de fuerza. densímetros radiactivos y precisos sistemas de aditivo seco (ver figura 2. así como los medidores de flujo precisos que se utilizan para alimentar los productos químicos a la aspiración de la bomba de descarga al mezclador.23. Los mezcladores modernos tienen microprocesadores que controlan los aditivos en las bombas. El primer mezclador constaba principalmente de una bomba de succión. 2.22). se utiliza un camión o un remolque de aditivo químico. una bomba de descarga y una bachera donde se vertía arena y otros materiales.22 Mezclador moderno para fracturamiento Mientras que el equipo ha mejorado. Figura 2.000 psi. círculo en la adición de polímeros viscosificantes usando las suspensiones de los hidrocarburos.10. había un gran énfasis en la contratación de personal muy grande y muy fuerte para poder armar en el lugar las líneas de tratamiento. Hoy en día toda empresa de servicios tiene un tratamiento con líneas de alta presión en camiones con grúa para ayudar en la plataforma y poner en marcha las líneas de tratamiento en la cabeza del pozo. Figura 2.23 Unidad de aditivos químicos 2. Figura 2.3 Líneas de tratamiento de alta presión y manifull En los primeros días de fracturamiento hidráulico. pero ahora hay una tendencia a ir con materiales secos y lejos de la suspensión de los agentes de hidrocarburos [1].24 Los camiones manifull ayudan a minimizar líneas y descargas a las mangueras . 4 Bombeo de dióxido de carbono y nitrógeno La industria fue introducida en los pozos antes de la década de 1960 con la introducción del bombeado de nitrógeno (N2) o dióxido de carbono (CO2). las compañías especializadas proporcionado equipamientos de bombeo de N2 y trabajó con las empresas de servicios de fracturas con espuma y tratamientos de energizado. Estos manifull se encuentran estacionados entre dos líneas de bombas.10. y esfuerzo del equipo de perforación. Como puede apreciarse esto permite una mínima cantidad de líneas tratamiento. pero a finales de 1970 se uso tanto espuma de CO2 y espuma N2 logrando ser muy comunes en la industria.24). Cabe señalar que existen normalmente válvulas de retención. minimiza las líneas de cada camión y el número de mangueras de descarga de cada camión. En un principio. válvulas macho o de ambos entre cada unidad de bombeo y el manifull. reduciendo así al mínimo las posibilidades de fugas y en gran medida el tiempo en la asistencia del personal. y este manifull conectada a la cabeza del pozo a través de líneas de alta presión.Las mejoras más importantes han estado en el área de diseño adecuado de tráileres manifull. N2 y CO2 fueron inicialmente introducidos como medios energizante para ayudar a descargar los pozos con baja presión. 2. también hay válvulas de control y válvulas macho aíslan el colector de la cabeza del pozo [1]. La unidad de mezcla suele ser conectado al tráiler manifull por estas mangueras de descarga y el manifull de baja presión en la parte superior del tráiler manifull alimenta todas las bombas. Esto requiere a veces de 30 a 40 camiones de nitrógeno y numerosos . que son sumamente útiles para el personal en marcha de la plataforma (ver figura 2. Hoy en día prácticamente todas las empresas de servicio importante tienen su propio equipamiento de bombeo de nitrógeno. Por el contrario. las bombas de alta presión están conectadas a las líneas de tratamiento de alta presión en el fondo del manifull. Ahí había dado saltos tecnológicos en el uso de las espumas y el equipo de bombeo de estos sistemas. Los primeros equipos de bombeo de nitrógeno sólo era capaz de bombear 2200 ft3/ minuto. Figura 2. resultado de una capa grande de escarcha en los extremos fluidos y hierro. Probablemente el más significativo mejoramiento en energizar espumas. Coriolis o los metros designados. se requiere de aspiración especializada de alta presión en las bombas fracturantes convencionales y los operadores especializados saben el peligro inherente debido a la salificación potencial del CO2 como hielo seco. además una bomba propulsora para presurizar las bombas de fracturamiento. pero el N2 requiere temperaturas especializadas corregidas con turbinas o. ha sido el desarrollo de los medios precisos para medir el caudal de gas. fue introducido el uso de dióxido carbono como agente espumante. mezclado de manera precisa con agua o fluidos base de aceite. es el caso particular del N2. El bombeo de CO2. por lo general.25) de caballos de fuerza y capacidad de presión de alta potencia similar a las bombas de fracturamiento. El CO2 puede ser medido con un medidor de turbina convencional. la descarga cesa y el CO2 se bombea hacia dentro del orificio. En los . Una vez que las bombas se enfrían. Hoy en día hay bombas de nitrógeno que tienen alto índice (figura 2. Así como las bombas N2 tienen que ser refrescadas a lo largo del bombeo de N2 como un líquido y el CO2 debe ser descargado a través de bombas tal que el CO2 pueda ser licuado y bombeado.medios para conducir un tamaño moderado de espuma fracturante.25 Camiones modernos de bombeo de N2 Aproximadamente al mismo tiempo que el nitrógeno empezó a utilizarse en forma de espuma. Por lo general los suministradores proporcionan CO2 a los tanques de almacenamiento en el lugar y. no requiere bombas especializadas como N2. la industria presentó furgonetas computarizadas y cabinas que estaban típicamente en el sitio además de las furgonetas de tratamiento. En las empresas de servicios finales de 1970 comenzó a introducir camionetas para tratamiento (o cabinas). la velocidad y (a veces) la densidad del fluido mientras se estaba grabando en un gráfico de barras.primeros días de las espumas fracturantes. Como la industria progresó fueron construidas cajas eléctricas con una gráfica de barras que registraba gasto y presión. que constaba típicamente de un cuadrado “un camión de descanso” donde realiza el tratamiento y el ingeniero se sentaba con el hombre de empresa y se podía controlar la presión. . también han permitido una comprensión mucho mejor de lo que está pasando tanto de fondo de pozo y en la superficie [1]. Con el advenimiento de las graficas Nolte-Smith en que los datos de presión neta fueron monitoreados.5 Cabinas y furgonetas para control del tratamientos Hasta bien introducida la década de 1970 la práctica universal en la industria por el tratamiento fracturamiento hidráulico era llevado a cabo con el personal en el aire libre. la cantidad de la espuma fracturante puede ser controlada con precisión [1]. Con el advenimiento del control de calidad (QC) los esfuerzos en la década de 1980 requirieron una gran cantidad de monitoreo en tiempo real de los aditivos químicos. Mediante la utilización de sistemas informáticos de control con una presión exacta en el fondo de pozo. y había poca fiabilidad real para medir la cantidad de la espuma de fondo de pozo. la única forma de medir la tasa fue mediante el uso de contadores de golpes. 2. ahora hay un sola furgoneta de tratamiento o cabina donde muchas variables son monitoreadas y se representa en pantallas planas.10. Normalmente el tratamiento o la persona encargada del tratamiento tendrían un manómetro y una especie de dispositivo para medir la velocidad. Estas furgonetas de tratamiento no sólo han hecho fracturamiento hidráulico más cómodo. el intervalo que se va a estimular y las variables que se pudieran tomar en cuenta de la producción del pozo. Debido a que de esto dependerá el éxito para obtener valores indispensables para una eficiente estimulación. 2. Regresión. . Horner y Método Derivativo. 3. la carga polimérica. Step Down. y trabajos de mantenimiento que se pudieron a ver realizado. la presión de yacimiento y presión cierre de fractura. en la que se utilizara la prueba de inyección minifrac (pump-in/shut-in). el tipo de arena que se va a manejar.1 Pasos para realizar una prueba de inyección En principio cuando se llega a campo el ingeniero encargado de efectuar la evaluación debe de observar los siguientes pasos: 1. Además se incluyen los pasos a seguir para realizar una prueba de inyección y la forma en que se cargaran los datos al programa Excel. Estos análisis se basan en gráficos y la resolución de una serie de ecuaciones que dan la solución a parámetros del sistema roca-fluido de los cuales podemos mencionar presión de extensión de fractura. METODOLOGÍA En el presente capitulo se describirán paso a paso los análisis que están contenidos en nuestra herramienta de análisis utilizando el programa Excel para lograr la evaluación del intervalo a fracturar por fracturamiento hidráulico del pozo petrolero en su etapa preliminar o etapa precolchón. si el fluido a utilizar es el que se especifica en la propuesta y hacer posible la caracterización de este fluido para efectuar la prueba de inyección o minifrac.CAPÍTULO III. Los análisis que abarca esta metodología son: análisis Step Rate. pérdidas por fricción. El ingeniero de fracturas al llegar al sitio donde está localizado el pozo petrolero debe corroborar la cantidad de fluido que se va a manejar. Previamente se le proporciona una propuesta de operación en la cual contempla valores preliminares como lo son la cantidad de fluido a suministrar. tales como Step Rate. A continuación se describen cada una de los análisis para la evaluación de pruebas de inyección que es posible realizar a través de la obtención de los datos en forma real.3. los datos proporcionados pueden variar dependiendo de la compañía que esté realizando el tratamiento ya que los condiciones registradas durante el tratamiento son distintas en base a los equipos o dispositivos que se estén utilizando en donde se pude apreciar comúnmente la presión. Y posteriormente obtener todos los parámetros que sean posibles para poder optimizar la operación completa del fracturamiento hidráulico. en la que se puede disminuir la cantidad de fluido a suministrar y la potencia en bombas para inyectar el fluido. Mini-Falloff. De acuerdo a lo anterior se tendrá buenos argumentos para ejecutar la prueba de inyección. Las primeras dos pruebas las contempla un minifrac. inmediatamente después de llevar a cabo la prueba de inyección y haber sido obtenidos por el especialista de la obtención de datos. y los cargamos a el programa Excel. 4. y es necesario almacenarlos para posibles análisis posteriores. Step Down. 5. 3. . El especialista de campo debe de elegir el tipo de prueba que desea aplicar en base a condiciones del pozo que previamente analizo y el tipo de parámetros que desea obtener en base una estadística de comportamiento de pozos cercanos que se estimularon por fracturamiento hidráulico. Cabe mencionar que el ingeniero de fracturas elabora un reporte de los datos en el momento en que la operación de fracturamiento hidráulico es llevada a cabo. gasto. Flowback. concentración de aditivos y tiempo de operación.2 Datos en tiempo real La adquisición de datos se realizara mediante un documento tipo ASCII. 1 Donde: = Fricción por presión de bombeo (Pumping Friction Pressure). por lo que las ecuaciones siguientes son propuestas para esta estimación.3 Pasos para ejecutar un análisis Step Rate en Excel. con estos valores se inserta un grafico de operación de donde se delimita la zona Step Rate para conocer la tasa se inyección y la presión en el fondo del pozo al inicio del bombeo y hasta la tasa máxima predeterminada en el diseño. en algunos casos los datos de presión de fondo no son proporcionados por la compañía a cargo de la operación y es necesario calcularlos.3. = Profundidad. tiempo y gasto. este valor está inmerso en la propuesta de diseño y es estimado a partir de las características del fluido y el tipo de tubería a utilizar durante la operación (Caising o Tubing). se mide en psi. La perdida por fricción en tubería o fricción por presión de bombeo (Pumping Friction Pressure) es un decremento en la presión provocada por el rozamiento del fluido a lo largo de la tubería y se expresa como sigue: 3.2 Donde: . El documento de texto ASCII se abre en una hoja de cálculo del programa Excel y se seleccionan los rangos de presión de superficie. la distancia es medida en pies (ft) y va desde la primera perforación hasta la base del pozo. = Gradiente de fricción (Friction Gradient). 3. Posteriormente es calculada la presión hidrostática o cabeza hidrostática (Hydrostatic Head) que no es más que la carga total que soporta la formación por el fluido contenido a lo largo de la tubería. en psi. Teniendo conocimiento de la presión de tratamiento en el fondo del pozo y la tasa de inyección es posible crear un grafico de Step Rate.433 es una constante de proporcionalidad con unidades de y la en pies (ft) es la misma utilizada al calcular las pedidas por fricción.En el menú insertar se selecciona la opción de grafico de dispersión. en psi.Se seleccionan los datos de presión de fondo y tasa de inyección a partir del inicio de bombeo y hasta alcanzar el flujo máximo descrito en el diseño. en psi. = Presión de bombeo en la superficie (Surface Pumping Pressure). en psi. La varía dependiendo del tipo de fluido a utilizar y sus valores van de 1. 2.020 a 1.= cabeza hidrostática (Hydrostatic Head).. = Presión por fricción en el bombeo (Pumping Friction Pressure). 0.. los pasos a seguir se muestran a continuación: 1. en psi.030. = Cabeza hidrostática (Hydrostatic Head) o presión hidrostática de carga.3 Donde: = Presión de tratamiento en el fondo del pozo (Bottom Hole Treatment Pressure). 3. 3.La variación de la presión de fondo con respecto a la tasa de inyección no siempre siguen un orden creciente y en estos casos es necesario Discretizar todos aquellos valores de flujo que no presenten un aumento conforme transcurre el . el grafico deberá contener en el eje los valores de tasa de inyección y en el eje los de la presión en el fondo del pozo.3).. Conociendo ambos valores y además la presión en superficie es posible estimar un valor para la presión de tratamiento en el fondo del pozo o Bottom Hole Treatment Pressure (BHTP) por sus siglas en ingles (ecuación 3. . se insertan dos líneas una para cada semirrecta y el punto exacto donde las líneas se intercepten indicara la presión de extensión de fractura y la tasa mínima de inyección para seguir extendiendo la fractura (figura 3.Se observa una curva con un clara inflexión. Figura 3..tiempo o generen una clara deformación del grafico que impida determinar el punto de inflexión de la curva.2).1 Ejemplo de discretización de valores del análisis Step Rate. 4. Figura 3.4). es un dato indispensable para estimar el tipo y el número de bombas necesarias para generar tal presión de extensión de fractura.3 sustituyendo a con el valor de la presión de extensión de fractura teniendo como propósito solo estimar la fuerza para abrir la formación más allá del punto de falla. el es la tasa mínima de inyección es una constante de de prevista en Step Rate en barriles por minuto (bpm) y conversión para los fluidos. a partir de nuestra Herramienta de Análisis en Excel. 3. en hhp. Hasta este punto se podría decir que el análisis Step Rate ha concluido pero con los valores obtenidos es posible calcular otro parámetro importante que es el Poder de Bombeo de Maquinas (ecuación 3.4 Donde: = es el poder requerido de bombeo (Required Pumping Presure).2 Ejemplo de Análisis Step Rate aplicado al pozo Lomitas 314. = la presión de bombeo en la superficie (Surface Pumping Pressure) es un recálculo de la ecuación 3. . De los cuales se podrán calcular las pérdidas totales por fricción. 5000 4500 4000 3500 PRESION (psi). el gasto suministrado. Los factores importantes que se deben saber en este análisis son el número de perforaciones.3 Ejemplo análisis Step Down para el pozo lomitas 314. repuesta de la inyección de fluido (ver figura 3. una vez localizada es posible apreciar con mejor expresión cual es la variación de la presión y gasto con respecto al tiempo.4).3). se debe aislar la parte que le corresponde. 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 10 11 12 13 TIEMPO (min). la presión en superficie y fondo. Al realizar este aislamiento de datos es posible observar una serie de escalones hacia abajo. las que se incluyen pérdidas por fricción en tubería. El número y diámetro de perforaciones varía dependiendo el tipo de pistola de disparos (disparos por metro).4 Pasos para realizar un análisis Step Down en Excel Para realizar un análisis Step Down en la hoja de cálculo Excel.3. 14 15 30 25 20 15 10 5 0 PRESION_SUP psi GASTO bpm Figura 3. Para poder generar los gráficos referentes a este análisis se procede de la siguiente manera: . el diámetro en pulgadas. por perforaciones y tortuosidad (ver figura 3. 1. 2. Debe generarse una tabla con estos valores. 3.4 Representación de las pérdidas totales por fricción.5 3. 3. Una vez realizado lo anterior se prosigue con el cálculo de pérdidas totales por fricción la cual es igual a la diferencia entre la presión inyectada y la presión de cierre instantáneo tal como lo indica la siguiente ecuación. Después de determinar las pérdidas de presión total (∆PTOTAL) se calcula las perdidas en las cercanías del pozo (∆PNW) con valores de presión de inyección en el fondo del pozo (Piw) y presión de cierre instantáneo en el fondo del pozo (PISIP-BH) de acuerdo a la siguiente ecuación.6 . Se localizan los escalones de la presión e inyección de fluido. Para esto se toman en cuenta en cada escalón en la grafica un valor promedio de presión y gasto en donde se que el comportamiento del escalón es más constante.∆PTOTAL Fricción en tubería Perforaciones ∆PNW Tortuosidad Figura 3. 6.9 7.7 5. 3. se procede a graficar lo valores de pérdidas de presión en las cercanías del pozo (∆PNW).8 Donde: Q= Gasto promedio para cada etapa en la que se esté calculando la pérdida por perforaciones. 3. Posteriormente teniendo los valores de perdida por fricción calculados. pérdidas por perforaciones (∆PPERF) y tortuosidad con respecto a el gasto para cada escalón.7. si no que solo un 5 a 25% del total de estas. Y de lo anterior tenemos tres interpretaciones como se muestra en la siguiente figura. podemos determinar las perdidas por fricción en tubería como se expresa en la ecuación 3. Después de esto se debe de realizar un ajuste dependiendo de la respuesta de presión ya que en base a este efecto la literatura menciona que no el total de las perforaciones ejecutadas por la pistola están en funcionamiento. El siguiente paso es calcular las perdidas por perforaciones una vez realizada la tabla del paso 1. Con el valor de presión de las cercanías del pozo (∆PNW) y pérdidas por fricción totales (∆PTOTAL).4. En el cual se observa de quien depende las perdidas por fricción en las cercanías del pozo. Al terminar el cálculo de perdidas por perforaciones se calcula el valor de las perdidas por tortuosidad (∆PTORT) para cada escalón. n= número de perforaciones d= el diámetro de las perforaciones en in. 3. 8. . Para un buen análisis se debe considerar multiplicar este porcentaje con número total de perforaciones realizadas por la pistola de disparos esto para obtener las perforaciones reales que están funcionando en la operación. Teniendo el numero de perforaciones que en realidad están funcionando. Monitorear la declinación de la presión después del minifrac una vez que bombas han sido cerradas y si la prueba es realizada correctamente. El análisis determina si son dominantes las pérdidas por perforación o tortuosidad.5 Respuesta de presión efecto martillo. 10. presión de yacimiento. 3. la fractura estará aún abierta al final del Step Down. se debe procede a recalcular los valores de pérdidas por fricción ( ∆PPERF) y así mismo determinar la tortuosidad verdadera para el análisis la prueba Step Down. el cual hace uso de los declives de presión .(a) 5% (b) 10-15% (c) 20-25% Figura 3. observar el comportamiento de flujo y el tiempo exacto en que ocurre el cierre de fractura. y será posible identificar el cierre de fractura de la declinación de la curva.5 Pasos para realizar un análisis Horner usando Excel Uno de los análisis que se utilizan para obtener parámetros después del shut-in o la declinación es el análisis Horner. 9. Se utilizan los análisis Horner y Método Derivativo para poder cuantificar el límite mínimo de presión de cierre. Ya que debido a estas pérdidas será la variación que tenga la geometría de la fractura. para obtener valores como límite mínimo de presión de cierre y la presión de yacimiento, esto lo logramos a partir de de graficar los rangos de presión en superficie (STP) contra el tiempo de Horner [LOG10 (t/t-tp)] donde: t= Todos los valores del tiempo de declive o después de shut-in, es decir después de que se para el bombeo y en la grafica de operación se puede observar por un declive de presión. tp= Es el tiempo de bombeo, es el tiempo equivalente a la inyección de fluido fracturante o prueba minifrac. Para lograr realizar un análisis de Horner en el programa Excel se deben seguir los siguientes pasos: 1. Determina en primera instancia el tiempo de Horner para todos los valores de tiempo después del shut-in. 2. Posteriormente se seleccionan los datos de presión de superficie correspondientes a el tiempo calculado, se elige menú insertar gráfica de dispersión, a la cual se aplica regresión para localizar el límite inferior de cierre de fractura, la tendencia hacia “y” y nos resulte el valor de la presión de yacimiento como se muestra en el siguiente grafico. Figura 3.6 Análisis Horner aplicado a los datos del pozo Lomitas 314. 3.6 Pasos para realizar un análisis por el método de Regresión en Excel Como ya se menciona en el capitulo anterior el método derivativo es el análisis del cual podemos obtener la presión de cierre (P c) y el tiempo de cierre, la literatura menciona que el cierre es el esfuerzo mínimo horizontal que es necesario para mantener abierta la fractura. Para su realización se deben considerar los rangos de datos durante el declive de presión después del shut in, tales como presión de superficie y tiempo. La principal magnitud que hace efectivo este análisis es el tiempo ya que está inmersa en la derivada en Excel con respecto a la para posteriormente grafica . Cabe señalar que para poder localizar esta presión de cierre se de contemplar también el rango de datos de la presión en la superficie para poder detectar el punto de inflexión de la derivada y con esto determinar el punto de cierre. Los pasos para ejecutar este análisis en Excel se consideran los siguientes pasos: 1. Se calcular el tiempo que transcurre después del minifrac o prueba de inyección, empezando desde tiempo 0 y hasta la conclusión del tiempo de espera (todos los valores de declinación). 2. Obtener la raíz cuadrada del tiempo real, las diferencias de la raíz cuadrada, presión de tratamiento en superficie que correspondiente al declive. 3. Se agrega la formula en la celda de tal manera que quede , en donde la primera raíz es la calculada desde el tiempo 0 hasta el final del tiempo de espera, y la parte que corresponde a la variación son la deltas antes adquiridas. 4. El rango de datos para la derivada, presión de superficie y raíz cuadrada del tiempo real. Son representados en una gráfica en la que se puede apreciar el cierre de fractura si es que aplica a la formación, ya que puede o no tener cierre, pero eso depende del tipo de formación que se esté tratando. 5. Para culminar con este análisis se localiza el punto de cierre, de los cuales se caracteriza la presión de cierre y el tiempo de cierre. Figura 3.7 Método derivativo utilizando la raíz cuadrada del tiempo. CONCLUSIONES 1. Un tratamiento minifrac puede ser usado como una herramienta efectiva para identificar la presencia de fracturas naturales y determinar las propiedades del reservorio, tales como presión de extensión de fractura, pérdidas de presión, presión de yacimiento y presión de cierre. 2. Se logro aplicar el programa Excel como una herramienta de análisis de pruebas de inyección y minifrac. 3. Es importante señalar que los parámetros obtenidos por la herramienta de análisis a través de los análisis Step Rate, Step Down, Horner y Regresión, son similares a los que resultan de un Simulador Comercial. 4. El tiempo para el análisis es corto, ya que es posible realizarlo en un periodo de alrededor de 30 minutos y con las herramientas que brinda Excel facilita la evaluación de las pruebas. 5. El factor económico es el de mayor importancia debido a que la evaluación de una prueba de inyección o un minifrac a partir de nuestra herramienta de análisis en Excel no aplica un desembolso de dinero y en cambio la adquisición de un simulador comercial tiene un costo elevado y además es necesario comprar llaves para lograr su completo funcionamiento. 6. Se tiene claro que la información de una propuesta de diseño es de importancia para la optimización de una operación de fracturamiento hidráulico, ya que a partir de estos datos todas las propiedades mecánicas y físicas necesarias para llevar a cabo un análisis. Hidráulico.G. 225. Reservoir Stimulation. 9. Christine Ehlig-Economides. Daniel Hill. R. Enhancing Natural Gas Production. 2.C. (2007).A. Hydraulic Fracturing G. A. Inc. Fundamentos edición. and Nolte. Monograph Volume 2 SPE Henry L. de la Teoría del Third Fracturamiento Petroecuador. Petroleum Production Systems. 3. . and Knox. USA. Economides. 1993. Houston. Doherty Series 7. Economides. Trans. Volume 2.: Influence of Acid Type and Quantity in Limestone Etching. 8.: The effect of Flow on Acid Reactivity in a Carbonate Fracture. 4. Jorge Pazmiño Urquizo. Howard – C. Edition. http://www.J..P. and Roberts. A. AIME (1966). Workover and Stimulation. J. R. Fast. Modern Fracturing. Economides & Tony Martin. Barron. Meyer Fracturing Simulators. N. Broaddus. Printed in the United States of America. Texas: Energy Tribune Publishing Inc. Meyer & Associates.C. University of Houston Curtis Boney. Production Operations 2. Michael J.com/doc/34446914/FRACTURAMIENTO-HIDRAULICO 11. Allen. D. T. Inc.scribd. Tercera Editorial Continental. K. G. Schlumberger Dowell. 5.R. Sixth Edition. and Weiland.. Wichita. JPT (April 1962). (2002). 6. Reservoir Stimulation in Petroleum Production Michael J. A.O. Michael J. (2004). paper API 581-39-I presented at the 1965 API MidContinent Meeting. Economides. 10. Well Completions. Oil & Gas Consultans International. (2008). 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