teoria de la fractura

7/31/2019 Teoria de La Fractura

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1.1. GeneralidadesGeneralidades2.2. Propiedades de la FormaciónPropiedades de la Formación

3.3. Mecánica de Rocas.Mecánica de Rocas.

4.4. Teoría de FracturaTeoría de Fractura

5.5. Fluidos de Fractura.Fluidos de Fractura.

6.6. Agentes Sostén ( Propantes)Agentes Sostén ( Propantes)

CONTENIDO



GeneralidadesGeneralidades

Sección 1Sección 1



Cuando hablamos de estimulación, hablamos de estimulación Matricial ó también deEstimulación por Fractura. En ambos casos si miramos la Ley de Darcy, podemosobservar que tres de los términos se pueden modificar: Pwf , rw y S.

Pwf tenemos que reducirla. En pozos surgentes estaría definida por la presiónhidrostática + presión en cabeza; en pozos con levantamiento artificial podemosbajar ésta presión a casi “cero”.El término rw, , mientras más grande sea es mucho mejor, pero como no

podemos perforar pozos de diámetro demasiado grande, por los costos,estabilidad del pozo, etc.,es prácticamente imposible modificar este valor. Sinembargo , en fracturamiento de pozo, la fractura se asimila a un mayor radiode pozo ó denominado radio efectivo ( r´w).S es el factor Skin, que nos representa el daño a la Formación. En tratamientos

matriciales vamos a reducir este valor a “cero” y en el caso de fracturamientolo que se trata de obtener es un valor de S negativo.

OBJETI VO DE LA ESTI MULACI ON



I NDI CE DE PRODUCTI VI DAD

La Ley de Darcy se puede re-escribir de otra manera para definirel Índice de Productividad (PI), que en realidad es el valor que mas seutiliza para representar los resultados de una operación de Estimulación.

Cuando queremos evaluar los resultados de una fractura lo que estamosobservando es el PI antes de fracturar vs. El PI después de fracturar.



DAÑOS DE FORMACI ONEl tipo de daño es de importancia para el diseño de un tratamiento con Fractura,pero mucho más importante para el estudio previo que se realiza para definir el tipode estimulación a aplicar, o sea al momento de definir entre un tratamiento matricial,una fractura ó un cambio de sistema de extracción.Los principales daños de formación son :

I nvasión / I ncompat ibi lidad de f luidosInvasión de la Matriz por fluidos de completación ó

Perforación, que tienen alguna incompatibilidad con losFluidos de la Formación ( emulsión, precipitación, …), ó

Con la roca ( desestabilización de arcillas, ….)

I nvasión de sólidosJunto con los fluidos de completación ó perforación,pueden entrar en los poros de la Formación, partículassólidas, solubles ó no , que taponen las gargantasporales e impidan el flujo si la presión diferencial no es lo

suficiente para removerlos.



Movimiento de Finos

Durante la producción, ó inyección, el flujo puede mover lasPartículas de arcillas dentro de los poros y llegar a taponarlas gargantas porales que son de un diámetro menor. Tambiénla inyección de un fluido base agua puede hinchar las arcillas,

desestabilizarlas y permitir su movimiento.

Cambio de Moj abilidadEl uso de ciertos surfactantes, ó solventes, pueden modificar latensión superficial de la roca y por consiguiente

su mojabilidad. En caso de pasar de acuohumectante aoleohumectante se reducirá la Permeabilidad al petróleo en lascercanías del pozo.

EmulsionesEl uso de ciertos surfactantes, ó solventes, pueden provocar laformación de emulsiones más ó menos estables según el tipopetróleo que existe en la Formación. También un surfactanteque es beneficioso a un determinada concentración puede serdañino a otra concentración.



ARCI LLAS



CAMBI O DE MOJABI LI DAD



Crudo emulsionado

EMULSI ON



Bloqueo por aguaUn cambio en la saturación de agua provoca un cambio en lapermeabilidad relativa del petróleo.En caso de un incremento hay una reducción de lapermeabilidad. Este daño también puede ser producido por eluso de surfactantes.

Sub-productos de reacciónEn el caso de hacer tratamientos matriciales ácidos, ó fracturasácidas, se generen sub-productos de las mismas reacciones.

Algunos de ellos, como el hidróxido de hierro pueden precipitar

en forma gelatinosa en los poros de la matriz, y obturarlos.

Incrustaciones Algunas aguas de Formación tienen sólidos solubilizados ( Ej.CaCO3,BaSO4,…) que al sufrir un cambio de presión ótemepartura, precipiten. Estas precipitaciones pueden tapartanto los poros de la matriz, como los punzados ó los tubings.Este problema puede ser agravado por la mezcla del agua deFormación con agua inyectada que aporte los elementosfaltantes para la formación de las incrustaciones.



I NCRUSTACI ONES

PRECI PI TADOS I NORGANI COS



Depósitos orgánicosDe la misma manera que se pueden depositar incrustaciones ,pueden precipitar materiales orgánicos como son las parafinas,los asfaltenos. Estos pueden precipitarse en la matriz, en lavecindad del pozo, en los punzados, ó en el tubing. Estosdepósitos pueden existir en pozos de petróleo, como en pozosde gas condensado. También en pozos inyectores puedenexistir residuos de bacterias que tapen instalaciones y la mismaFormación.

PERO EN EL CASO DE UN FRACTURA, NO NOS INTERESAMUCHO TODO ESTO, YA QUE VAMOS A “BYPASEAR” EL DAÑO.

CUANDO SE HABLE DE UN TRATAMIENTO MATRICIAL, EL DAÑODE FORMACIÓN SI ES UN TEMA QUE HAY QUE ESTUDIAR EN PROFUNDIDAD.



FRACTURA VS. TRATAMI ENTO MATRI CI AL

El Tratamiento Matricial busca removerel daño cercano al pozo para devolverle

su potencial.Profundidad del Tratamiento:1 a 2 metrosSon tratamientos a bajo caudal y presión.

La fractura crea un camino conductivodesde el reservorio hasta el pozo.Profundidad variable de 10 a 300 metrosSon tratamientos a alto caudal y presión.



¿Qué es una Fractura Hidráulica?



FRACTURAMIENTO HIDRAULICOFRACTURAMIENTO HIDRAULICO



FRACTURAMIENTO HIDRAULICOFRACTURAMIENTO HIDRAULICO

Inyección de fluido Inyección de fluido con apuntalante

Empaquetamiento de la Fractura Producción del pozo



Regímenes de FlujoRegímenes de Flujo

FLUJO BILINEAL: Fractura de no muy

Alta Conductividad. Hay Caída de Presión

Se observa el flujo que va de la matriz a la

Fractura y el flujo que está dentro de la fractura

FLUJO LINEAL: Fractura de Alta Conductividad.

Caída de Presión en la Fractura es Despreciable

Se manifiesta durante un tiempo muy corto después

de terminar el bombeo y de poner el pozo en

producción. Gran parte del fluido que entra en el

pozo viene de la expansión del sistema que se generódurante la fractura.

FLUJO SEUDO RADIAL: Fractura de Alta

Conductividad, Corta, en Alta Permeabilidad

Mas tarde en la vida del pozo, no veremos más

a la fractura como tal, pero veremos el sistema

fractura-reservorio como un pozo de un

diámetro mucho más grande.

FLUJO RADIAL:

Porosidad y Permeabilidad Naturales



Si el pozo está produciendo en forma naturaló radial, el área de flujo va ser solamente elel área del pozo, es decir

En el caso de un pozo fracturado, el áreade flujo es las dos alas de la fractura, y cadaala tiene dos caras. La superficie de una caraes La longitud por la altura, es decir

Si queremos hablar de radio efectivo deFractura, el área equivalente de flujo vaa tener la misma formula que en el casode un pozo que produce de manera radial,o sea se puede escribir:Lo que nos da que

RADIO EFECTIVO DE FRACTURARADIO EFECTIVO DE FRACTURA



Fractura como Completamiento Preferido en losFractura como Completamiento Preferido en los

Pozos de Gas y Petróleo en NorteaméricaPozos de Gas y Petróleo en Norteamérica



Propiedades de la FormaciónPropiedades de la Formación




Características de la FormaciónCaracterísticas de la Formación

– – MineralogíaMineralogía – – PorosidadPorosidad

– – PermeabilidadPermeabilidad – – Fluidos del ReservorioFluidos del Reservorio – – Presión del ReservorioPresión del Reservorio



MineralogíaMineralogía – – Tipos de Rocas asociadas con ReservoriosTipos de Rocas asociadas con Reservorios

•• SedimentariaSedimentaria – – Clástica:Clástica: Sandstones, ShalesSandstones, Shales – – No Clástica:No Clástica: Limestones,EvaporitesLimestones,Evaporites

•• Ígneas (no comunes)Ígneas (no comunes)

– – Importancia de la Mineralogía y TexturaImportancia de la Mineralogía y Textura•• Tamaño de grano, forma, morfología poral,Tamaño de grano, forma, morfología poral,

cemento, cantidad de arcillas,% de cada una decemento, cantidad de arcillas,% de cada una de

ellas.ellas. – – Técnicas Disponibles en Estudio de CoresTécnicas Disponibles en Estudio de Cores



Mineralogía (Mineralogía (cont.)cont.)

•• Difracción de Rayos XDifracción de Rayos X – – Mineralogía de la roca y arcillasMineralogía de la roca y arcillas

•• SEM (SEM (Scanning Electron MicroscopeScanning Electron Microscope)) – – Micro textura y MineralogíaMicro textura y Mineralogía

•• Microscopio con Luz PolarizadaMicroscopio con Luz Polarizada – – Mineralogía de minerales de grano gruesoMineralogía de minerales de grano grueso

(mejor para la relación grano(mejor para la relación grano--poroporo--cemento)cemento)



Porosidad ( Cont.)Porosidad ( Cont.)

•• Porosidad es la cantidad de un medio porosoPorosidad es la cantidad de un medio poroso(roca) que no es ocupado por material sólido, y(roca) que no es ocupado por material sólido, yes expresado como porcentaje.es expresado como porcentaje.

•• En otras palabras, si en un pie cúbico deEn otras palabras, si en un pie cúbico demuestra de una formación en particular,muestra de una formación en particular,contiene 0.75 ftcontiene 0.75 ft33 de material sólido y .25 ftde material sólido y .25 ft33 dedeespacio vacío, la porosidad sería :espacio vacío, la porosidad sería :

.25 ft.25 ft33 / 1 ft / 1 ft33 = .25 = 25 %= .25 = 25 %



Porosidad (Cont.)Porosidad (Cont.)

•• Poros ó Aperturas en una formaciónPoros ó Aperturas en una formación – – Afecta el caudal de pérdida de fluido Afecta el caudal de pérdida de fluido – – Usada para el cálculo del petróleo y gas inUsada para el cálculo del petróleo y gas in

situsitu – – Puede ser determinado del análisis dePuede ser determinado del análisis de

Registros EléctricosRegistros Eléctricos

– – Puede ser determinado del análisis de coresPuede ser determinado del análisis de cores



Porosidad (Cont.)Porosidad (Cont.)

•• Ejemplo gráficoEjemplo gráficoAislado ó porosidad no

efectiva

Interconectado ó

Porosidad Efectiva

Material cementante

Grano de arena



PermeabilidadPermeabilidad

•• Medida de la facilidad de flujo a través deMedida de la facilidad de flujo a través delos poros en una formación expresado enlos poros en una formación expresado enmilidarcies (md) ó darcies (d)milidarcies (md) ó darcies (d)

– – Afecta la penetración deseada Afecta la penetración deseada – – Afecta el caudal de pérdida de fluido Afecta el caudal de pérdida de fluido – – Puede ser determinado por análisis de coresPuede ser determinado por análisis de cores

– – Puede ser determinado por prueba de pozosPuede ser determinado por prueba de pozos(DST)(DST)



Permeabilidad (Cont.)Permeabilidad (Cont.)

•• Ejemplo GráficoEjemplo Gráfico K = Q * u * L/ A* dP



Permeabilidad (Cont.)Permeabilidad (Cont.)Permeabi lidad Efect iva: es la permeabilidad de un fluido

en un sistema poroso, cuando ese fluido sólo ocupa unafracción del volumen total.

Permeabil idad Absolut a : es la permeabilidad de un fluidoen un sistema poroso, cuando ese fluido satura 100%del volumen total.

Permeabil idad Relat iva : es la permeabilidad de un fluidoen un sistema poroso, definida como la relación entre supermeabilidad efectiva y permeabilidad absoluta.



Fluidos del ReservorioFluidos del Reservorio

•• TiposTipos – – PetróleoPetróleo – – GasGas – – Agua Agua

•• CaracterísticasCaracterísticas – – Saturación de cada unoSaturación de cada uno – – DensidadDensidad – – Viscosidad Viscosidad – – CompatibilidadesCompatibilidades



Presión del ReservorioPresión del Reservorio

•• Presión dentro de los poros de la RocaPresión dentro de los poros de la Roca _ _ Afecta la penetración deseada Afecta la penetración deseada

– – Afecta el caudal de pérdida de fluido Afecta el caudal de pérdida de fluido

– – Es determinado de pruebas de presiónEs determinado de pruebas de presiónbuildbuild--upup



Mecánica de Rocas




Propiedades de las RocasPropiedades de las Rocas

•• Cuando se someten a algún esfuerzo, losCuando se someten a algún esfuerzo, losmateriales se deforman.materiales se deforman.•• Si al retirar el esfuerzo deformante, elSi al retirar el esfuerzo deformante, el

material:material: – – Recupera su forma original:Recupera su forma original: ELASTICOELASTICO – – No recupera su forma original:No recupera su forma original: PLASTICOPLASTICO

•• En general lasEn general las ROCASROCAS son materialesson materialesELASTICOSELASTICOS..



Deformación ElásticaDeformación Elástica

l

Δl

Deform ación Unit aria

εv = Δl / l

ARENISCA

ACERO

σ

= F /

A

εv = Δl / l

Ley de Hooke

Módulo de Elast icidadE =σ / εv

F



Módulo de Elasticidad (Young)Módulo de Elasticidad (Young)

•• EE indica cuanto se deforma un materialindica cuanto se deforma un materialcuando se le aplica un esfuerzo.cuando se le aplica un esfuerzo.•• Valores típicos de E: Valores típicos de E:

– – Acero Acero 30 x 1030 x 1066 psipsi – – CalizaCaliza 7 x 107 x 1066 psipsi

– –

Arenisca Dura Arenisca Dura

5 x 105 x 1066

psipsi

– – Arenisca Inconsolidada Arenisca Inconsolidada 0.5 x 100.5 x 1066 psipsi



Deformación TransversalDeformación Transversal

Deform ación Unit aria

εh = Δa / a

Δa/2

a

Relación de Poisson

γ = εh / εv

La Relación de Poisson indica cuant a deformaciónt ransversal provoca ciert a deformación axial.

•Metales 0.25 - 0.35

•Areniscas 0.15 - 0.27

•Ars. I nconsolidadas 0.28 - 0.45

l

FΔl



ToughnessToughness

•• Una medida de la resistencia de la roca aUna medida de la resistencia de la roca ala propagación de la fracturala propagación de la fractura•• Proporcional a la cantidad de energía queProporcional a la cantidad de energía que

puede ser absorbida por la roca antes quepuede ser absorbida por la roca antes quela propagación ocurrala propagación ocurra•• No es lo mismo que el esfuerzo de tensiónNo es lo mismo que el esfuerzo de tensión

de la roca, pero ambos pueden serde la roca, pero ambos pueden serrelacionadosrelacionados



Toughness (cont.)Toughness (cont.) Valores generalmente usados Valores generalmente usados

Tipo de FormaciónTipo de Formación psipsi--inin1/21/2 kPakPa--mm1/21/2

SiltstoneSiltstone 950950--16501650 10401040--18101810

SandstoneSandstone 400400--16001600 440440--17501750LimestoneLimestone 400400--950950 440440--10401040ShaleShale 10001000--20002000 11001100--22002200

from van Eekelen, Hydraulic Fracture Geometry: “from van Eekelen, Hydraulic Fracture Geometry: “Fracture Containment in Layered Formations Fracture Containment in Layered Formations ”, SPEJ”, SPEJ19821982



Gradiente de FracturaGradiente de Fractura

D

T PP

P

ooov

fg

)(1

PP fg fg == Gradiente de presión de fractura,Gradiente de presión de fractura, psipsi / /ftftvv == Razón deRazón de PoissonPoisson

== Esfuerzo total Overburden, vertical, psiEsfuerzo total Overburden, vertical, psi == Constante de BiotsConstante de BiotsPPoo == Presión del Reservorio,Presión del Reservorio, psipsiT T oo == Esfuerzo de tensión,Esfuerzo de tensión, psipsi (de fallas, etc.)(de fallas, etc.)

D D == Profundidad,Profundidad, ftft

= 1 – (1 / (1 + 20 ø )

Tectonismo



Teoría de FracturaTeoría de Fractura




Presiones durante la FracturaPresiones durante la Fractura

Pfrac = Presión de fractura

Psup = Presión de superficiePhyd = Presión HidrostáticaPfric tub = Presión de fricción en la tubería = Pf Protura = Presión con que rompe la formaciónPISIP = Presión instantánea de cierrePnwb = Presión por fricción en el near wellbore = Pfric wellbore

Pnet = Presión neta



PresiónPresión NetaNetaLa presión Neta representa la diferenciaentre la presión dentro de la fractura y la

presión de cierre. Físicamente es la presiónque se necesita para que la fractura quedeabierta y se propague. Si la PN es cero, esporque la fractura está cerrada.

En el ejemplo mostrado, entonces podemosdecir que de los 2500 psi dentro de laFractura, solamente 500 psi son utilizadospara la propagación de la fractura, los otros2000 psi son para impedir que se cierre.

El compor tamient o de la presión net a es ut ilizado para est imarel comport amient o del crecimiento de la fractura, o sea permit e est imarsi la fr actura crece longit udinalm ente, vert icalmente, si hay arenamiento

Teoría y Mecánica deTeoría y Mecánica de



Teoría y Mecánica deTeoría y Mecánica de

Fracturamiento Hidráulico:Fracturamiento Hidráulico:RevisiónRevisión

•• Iniciación de laIniciación de laFracturaFractura

– – Inyección de fluido aInyección de fluido a

caudales mayores quecaudales mayores queel máximo caudal deel máximo caudal deflujo matricialflujo matricial

•• Crecimiento de laCrecimiento de laFracturaFractura – – OrientaciónOrientación

– – CrecimientoCrecimiento•• LongitudLongitud•• Altura Altura•• Ancho Ancho

– – ContenciónContención



Orientación de la FracturaOrientación de la Fractura

From IHRDC PE305 Fracturing Text



El Esfuerzo Mínimo controlaEl Esfuerzo Mínimo controlael Azimut de la Fracturael Azimut de la FracturaMenor Esfuerzo

Principal

H1 = Min

H2

Direcciónfavorecidade lafractura Vista Isométrica

H -Min

H -Max N o r t e

Vista de Planta



Crecimiento de la FracturaCrecimiento de la Fractura

From IHRDC PE305 Fracturing Text

f d l f l



Efecto del EsfuerzoEfecto del Esfuerzo In SituIn Situ en elen elCrecimiento de la FracturaCrecimiento de la Fractura

Eficiencia de Fluido de FracturaEficiencia de Fluido de Fractura



Eficiencia de Fluido de FracturaEficiencia de Fluido de Fractura

La eficiencia del fluido representael porcentaje de fluido que quedadentro de la fractura, al momentode parar el bombeo.Es decir si se bombea 1000 Gls deFluido, y al parar el bombeo dentrode la fractura quedan 600 Gls,la eficiencia será 60%.

Si el fluido es de baja eficienciaun alto porcentaje filtra a laFormación (alto coeficiente depérdida de fluido) y por lo tantose generará una fractura corta.

Si el fluido es de alta eficiencia unbajo porcentaje filtra a laFormación, y generará unafractura larga.

F f lF t f t l



Factores que afectan elFactores que afectan elDesarrollo de la FracturaDesarrollo de la Fractura•• Propiedades de la RocaPropiedades de la Roca

(sección 4)(sección 4) – – ToughnessToughness – – Propiedades MecánicasPropiedades Mecánicas

•• Razón deRazón de PoissonPoisson

•• Módulo deMódulo de Young Young•• Módulo de corteMódulo de corte

– – Esfuerzo InEsfuerzo In--situsitu•• Presión PoralPresión Poral

•• Esfuerzo compresivoEsfuerzo compresivo

•• Caída de Presión en elCaída de Presión en elNearNear--WellboreWellborePerforadosPerforadosTortuosidadTortuosidad

•• DilatanciaDilatancia

– – PruebasPruebas•• Propiedades del FluidoPropiedades del Fluido – – ReologíasReologías

•• Múltiples FracturasMúltiples Fracturas

•• Transporte de PropanteTransporte de Propante – – ConvecciónConvección – – Asentamiento por gravedad Asentamiento por gravedad

C l l d l N ° d f dC l l d l N ° d f d



Calculo del N ° de perforadosCalculo del N ° de perforadosabiertosabiertos

STPSTP

--

ISIPISIP

--

PP

f f pipepipe = P= P

f f perfsperfs

QQ == Caudal de Flujo, bpmCaudal de Flujo, bpmDD == densidad del fluido,densidad del fluido, lblb /gal /galCC == coeficiente de descarga de los perforadoscoeficiente de descarga de los perforadosHH == diámetro de los perforadosdiámetro de los perforados

5.0

42

2Q0.2369 OpenPerfs

perfs f P H C

D

P ió d F i ióP ió d F i ió



Presión de Fricción enPresión de Fricción enperforadosperforados••Ecuación Generalizada:Ecuación Generalizada:Presión Fr icción (en perforados)Presión Fr icción (en perforados)

= 2.93 * gravedad específ ica del= 2.93 * gravedad específ ica del

f luido * (caudal/ # def luido * (caudal/ # deperforados)perforados) 22 / diámet ro / diámet ro 44

2.93 es una constante basada en una variable2.93 es una constante basada en una variableconocida como “ coeficiente de descarga” la cual estáconocida como “ coeficiente de descarga” la cual estábasada en los efectos túnel de los perforados.basada en los efectos túnel de los perforados.



EjemplosEjemplos•• Caudal = 50 bbl /minCaudal = 50 bbl /min

•• Número de huecos = 25Número de huecos = 25•• Diámetro de los perforados = 0.33” Diámetro de los perforados = 0.33”

•• Coeficiente de DescargaCoeficiente de Descarga – – (1) 0.6 en el PAD(1) 0.6 en el PAD – – (2) 0.9 en la etapa de 4(2) 0.9 en la etapa de 4 ppgppg

•• Gravedad específicaGravedad específica – – (1) 1.01 en el PAD(1) 1.01 en el PAD

– – (2) 1.25 en la etapa de 4(2) 1.25 en la etapa de 4 ppgppg



Examples

(1)F(perf ) = 1.01 * 8.33 * 0.2369 *(50/25)2 /[0.33)4 * (0.6)2]= 1867 psi

(2) F(perf) = 1.25 * 8.33 * 0.2369 *(50/25)2 /[(0.33)4 * (0.9)2]

= 1027 psi



Examples

(1)F(perf ) = 1.01 * 8.33 * 0.2369 *(50/25)2 /[0.33)4 * (0.6)2]= 1867 psi

(2) F(perf) = 1.25 * 8.33 * 0.2369 *(50/25)2 /[(0.33)4 * (0.9)2]

= 1027 psi

T t id dT t id d l Nl N W llbW llb



TortuosidadTortuosidad en el Nearen el Near--WellboreWellbore

•• Restricción del ancho cerca al pozoRestricción del ancho cerca al pozo

From GRI-AST April 1996

¿¿Cuándo ocurre la TortuosidadCuándo ocurre la Tortuosidad



de la Fractura en elde la Fractura en el NearNear--Wellbore?Wellbore?

•• Áreas con altos diferenciales de esfuerzo Áreas con altos diferenciales de esfuerzo•• Grandes Intervalos de perforados (Ejem.Grandes Intervalos de perforados (Ejem.

Mayores de 20 pies)Mayores de 20 pies)

•• Perforados espaciados/ alta densidadPerforados espaciados/ alta densidad•• Pozos que se desvían del planoPozos que se desvían del plano

preferencial de fracturapreferencial de fractura•• Formaciones Naturalmente FracturadasFormaciones Naturalmente Fracturadas

La Tortuosidad puede serLa Tortuosidad puede ser



La Tortuosidad puede serLa Tortuosidad puede sermedidamedida

•• Se diagnostica con pruebas de inyecciónSe diagnostica con pruebas de inyección

comúnmente denominada “Step Downcomúnmente denominada “Step DownTest” Test”

•• Tortuosidad esTortuosidad es Difícil Difícil dede PREDECIR PREDECIR peropero Fácil Fácil dede MEDIR MEDIR

usando cambios en los caudalesusando cambios en los caudalesde flujode flujo

Tortuosidad puede ser medidaTortuosidad puede ser medida



Tortuosidad puede ser medidaTortuosidad puede ser medida(cont.)(cont.)

NCAP 3: Step Down Test

• ISIP = 12422 psi

• N = 18

• DP, perf: 322 psi; DP, nwb: 1960 psi; DP,

total: 2282 psi

10000

11000

12000

13000

14000

15000

59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69

Treatment Time (min)

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

BHPOffset(psi) Sl urry Rate (bbl/min)

ISIP : 12421.99

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

P

r e s s u r e ( p s i )

Rate(bbl/min)

Pnwb Ptort Pperf Pnwb(Calc)



Tortuosidad puede ser corregidaTortuosidad puede ser corregida – – Intervalos perforados mas cortosIntervalos perforados mas cortos – – Utilizar losUtilizar los slugsslugs dede propantepropante para erosionar lapara erosionar la

fractura y taponar la múltiples fracturasfractura y taponar la múltiples fracturas

– –

Caudales más altosCaudales más altos

– – Iniciando la fractura con fluidos mas ViscososIniciando la fractura con fluidos mas Viscosos



Consecuencias de la TortuosidadConsecuencias de la Tortuosidad•• Arenamiento prematuro debido al Arenamiento prematuro debido al puenteopuenteo

del Propante (tipo más común dedel Propante (tipo más común dearenamientoarenamiento

•• Incapaz de bombear un tratamiento deIncapaz de bombear un tratamiento defractura en algunos pozos (Presionesfractura en algunos pozos (Presionesdemasiadas altas)demasiadas altas)

Si se tiene “presiones por fricción”Si se tiene “presiones por fricción”



Si se tiene presiones por fricción Si se tiene presiones por fricción muy altas,¿qué se puede hacer?muy altas,¿qué se puede hacer?

•• Reducir la fricción en perforadosReducir la fricción en perforados – – ReRe--perforarperforar – – Hacer un tratamiento de “Spot Acid” Hacer un tratamiento de “Spot Acid”

•• Reducir la TortuosidadReducir la Tortuosidad – – Slugs de PropanteSlugs de Propante – – Píldoras ViscosasPíldoras Viscosas

Múltiples FracturasMúltiples Fracturas




•• Propagación simultánea de Múltiples FracturasPropagación simultánea de Múltiples Fracturasfuera del área de tortuosidad en elfuera del área de tortuosidad en el NearNearWellboreWellbore





Múltiples FracturasMúltiples Fracturas Múltiples FracturasMúltiples FracturasHidráulicas Independientes Hidráulicas SuperpuestasHidráulicas Independientes Hidráulicas Superpuestas


¿¿Cuándo ocurre las MúltiplesCuándo ocurre las Múltiples



¿¿Cuándo ocurre las MúltiplesCuándo ocurre las MúltiplesFracturas HidráulicasFracturas Hidráulicas??•• Pozos que no coinciden con el planoPozos que no coinciden con el plano

preferencial de fracturapreferencial de fractura•• Grandes intervalos perforadosGrandes intervalos perforados

•• Formaciones con presencia de FracturasFormaciones con presencia de FracturasNaturalesNaturales

•• Pozos altamente desviadosPozos altamente desviados



Transporte del PropanteTransporte del Propante•• Asentamiento del Propante Asentamiento del Propante

– – Dominado por efecto de la gravedad deDominado por efecto de la gravedad departículas dentro del fluido viscosopartículas dentro del fluido viscoso

•• Convección del PropanteConvección del Propante – – Efecto de la Gravedad dentro de toda laEfecto de la Gravedad dentro de toda lalechada ( arena + fluido)lechada ( arena + fluido)

– – Etapas de mayor concentración de propanteEtapas de mayor concentración de propantedesplazan las etapas de menor concentracióndesplazan las etapas de menor concentración

¿Qué es la Convección del¿Qué es la Convección del



¿Qué es la Convección del¿Qué es la Convección delPropantePropante??•• Transporte de slurry denso hacia el fondoTransporte de slurry denso hacia el fondo


Cómo Minimizar la Convección delCómo Minimizar la Convección del



Cómo Minimizar la Convección delCómo Minimizar la Convección delPropantePropante•• Reducir los Tiempos de CierreReducir los Tiempos de Cierre

•• Reducir los volúmenes del PadReducir los volúmenes del Pad•• Incrementar los volúmenes del PropanteIncrementar los volúmenes del Propante

•• Diseñar conDiseñar con Tip ScreenTip Screen--OutOut al final delal final deltratamientotratamiento-- Cierre ForzadoCierre Forzado



GEOMETRÍA

Y MODELOS DE PROPAGACIÓN

DE FRACTURA

Sección 4aSección 4a



Modelos de FracturaModelos de Fractura•• La gran mayoría de modelos de fracturaLa gran mayoría de modelos de fractura

aún se basan en los modelos 2D:aún se basan en los modelos 2D: – – Modelo PKNModelo PKN – – Modelos CGDModelos CGD -- KGDKGD

– – Modelo Radial 2DModelo Radial 2D – – Modelo pseudo 3DModelo pseudo 3D

•• Los modelos 2D son fáciles de usar yLos modelos 2D son fáciles de usar yproporcionan respuesta rápida,proporcionan respuesta rápida,relativamente confiable.relativamente confiable.



Diferencia entre PKN y KGDDiferencia entre PKN y KGD•• PKNPKN

– – Altura fija y flujo en una dirección Altura fija y flujo en una dirección

– – Sin esfuerzo en plano verticalSin esfuerzo en plano vertical – – Ancho varía con la altura Ancho varía con la altura – – Fracturas largasFracturas largas – – Presión Neta aumenta con el tiempoPresión Neta aumenta con el tiempo – – El modelo sería apropiado cuandoEl modelo sería apropiado cuando

h <Xh <Xf f – – Fractura con forma elíptica tanto en losFractura con forma elíptica tanto en los

planos horizontal como verticalplanos horizontal como vertical

•• KGDKGD – – Ancho no varía con la altura Ancho no varía con la altura

– – Altura fija y flujo en una dirección Altura fija y flujo en una dirección – – Sin esfuerzo en plano horizontalSin esfuerzo en plano horizontal – – Presión Neta decrece con el tiempoPresión Neta decrece con el tiempo – – El modelo sería apropiado cuandoEl modelo sería apropiado cuando

h > Xh > Xf f – – Fractura con forma elíptica en el planoFractura con forma elíptica en el plano

horizontal y rectangular en el planohorizontal y rectangular en el plano

verticalvertical

Modelo pseudo 3DModelo pseudo 3D



Perfil dePerfil de



Perfil de EsfuerzosPerfil de Esfuerzos100

-100

0

-200

Zona Productiva

-500 0 500 1000 1500 2000Esfuerzo Neto (psi)

A l t u r a

( p i e s )

1 0 0

- 1 0 0

- 2 0 0

-0.2 -0.0 0.2

(pulg)

Ancho Ancho



Perfiles de Propagación en Modelos Seudo 3DPerfiles de Propagación en Modelos Seudo 3D

100

200

300400

500600

-100-200

-300

-400

-500

0

-6000 100 200 300 400 500 600 700

D i s t a n c e

y ,

( f t )

Distance x, (ft)

Stress(psi)

2500

1200

1500

1000

1250

1700

2000

Width ProfileInches

Interpretación de la Pendiente Log-



Log para Datos Ideales

Log Tiempo o Volumen

L o g p n

p

I

II

III-b

III-a

Extensión ineficiente para pnet > pfc

(capacidad de formación)

f c

IV

Altura restringida, extensión no restringida

(1) Crecimiento estable en altura(moderado) o (2) Apertura de fisuras

Extensión restringida - Dos alas activas

Extensión restringida -Un ala activa

Crecimiento Inestable de altura (descontrolada)



Fluidos de FracturaFluidos de Fractura

Sección 5aSección 5a

EVOLUCION DE FLUIDOS DE FRACTURAEVOLUCION DE FLUIDOS DE FRACTURA



OIL

GUAR

HPG

POLYEMULSION FOAM

CMHPG/CMHEC

50 54 58 62 66 70 74 78 82 86 90

AÑO CALENDARIO

USO EN EL TIEMPO

TEMPERATURA LIMITETEMPERATURA LIMITEVARI OS I ONES RETI CULANTES METALI COS



ALUMINUM

BORO (III)

ANTIMONIO(III)

CHROMIUM (N+)

ANTIMONIO

TITANIO

ZIRCONIO

100 150 200 250 300 350

MI KE CONWAY, JPT Feb. 1983

TEMPERATURE, ° F



FLUIDOS PARA FRACTURAFLUIDOS PARA FRACTURA•• NEWTONIANOS:NEWTONIANOS: Agua, Salmueras, Agua, Salmueras,

Ácidos, Gasoil (Diesel, Kerosene), Petróleos Ácidos, Gasoil (Diesel, Kerosene), PetróleosCrudos y DerivadosCrudos y Derivados..

•• GELES LINEALESGELES LINEALES

•• GELES RETICULADOSGELES RETICULADOS

•• VISCOELASTICOSVISCOELASTICOS

•• EMULSIONESEMULSIONES•• ESPUMAS (ESPUMAS (COCO22, N, N22))

FLUIDOS DE FRACTURAFLUIDOS DE FRACTURA



COMPONENTES (BaseCOMPONENTES (Base Agua Agua)) GELIFICADO (Gel Lineal)

Buffer (si es necesario) Gelificante (polímero) Rompedor Aditivos

RETICULADO Gelificante

Buffer Reticulante(s) Rompedor(s) Aditivos

FLUIDOS DE FRACTURAFLUIDOS DE FRACTURA



FUNCIONES Y PROPIEDADESFUNCIONES Y PROPIEDADES

COMPATIBLE CON LA FORMACION Y LOSFLUIDOS DEL POZO

CAUSAR MINIMO DAÑO A LA FORMACION AL EMPAQUE DE AGENTE DE SOSTEN

ANTES: RESIDUO SOLIDO DEL POLIMERO

AHORA: PERMEABILIDAD RETENIDA DEL AGENTE DESOSTEN EN LA FRACTURA

DAÑO POR POLIMERO



Stim Lab Data

RESIDUO DE POLIMEROSRESIDUO DE POLIMEROS



5

1.2

2.4

1.5

1.9 1.8

0.16 00

1

2

3

4

5

6

GUAR HPG CMHPG CMHEC

EN PESO EN VOLUMEN

P O

R C E N T A J E

PERMEABILIDAD RETENIDAPERMEABILIDAD RETENIDA



4132

43

66

89

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

HPG/Ti

0.25#APS

HPG/Zr

0.5#APS

CMHPG/Ti

2.0#APS

HPG/B ore Guar/OCB

FLUIDOS RETICULADOS (40#)

PERMEABILIDAD RETENIDA

DEL EMPAQUE DE APUNTALANTE A 250°F



FLUIDO BASE AGUA

FLUIDO BASE AGUA CON GOMA GUAR FLUIDO BASE AGUA CON GOMA GUAR



•• Fluido base agua reticulado con Borato OrganoFluido base agua reticulado con Borato Organo --complejo.complejo.

•• Alta Viscosidad Aparente, Capacidad de Transporte y Alta Viscosidad Aparente, Capacidad de Transporte y

Suspensión de Apuntalante.Suspensión de Apuntalante.•• Baja fricción, resistente al corte.Baja fricción, resistente al corte.•• Alta Conductividad Retenida (>70%) Alta Conductividad Retenida (>70%)•• Mezclado en baches (Mezclado en baches (gelgel lineal)lineal)

•• Activado al paso. Activado al paso.•• Rompedor interno.Rompedor interno.•• Puede retardarse la reticulación, mezcla continuaPuede retardarse la reticulación, mezcla continua

(XLFC), compatible con N2.(XLFC), compatible con N2.



FLUIDO BASE ACEITE

FLUIDO BASE ACEITEFLUIDO BASE ACEITE



•• Fluido base aceite (Diesel, Kerosén y la mayoría deFluido base aceite (Diesel, Kerosén y la mayoría dePetróleos Crudos).Petróleos Crudos).

•• No contiene polímeroNo contiene polímero

•• Alta Viscosidad Aparente, Capacidad de Transporte y Alta Viscosidad Aparente, Capacidad de Transporte ySuspensión de Apuntalante.Suspensión de Apuntalante.

•• Baja fricción, resistente al corte.Baja fricción, resistente al corte.

•• Compatible con la formación.Compatible con la formación.•• Mezclado continuo (al paso).Mezclado continuo (al paso).•• Rompimiento controlado.Rompimiento controlado.

•• Compatible con N2 y CO2.Compatible con N2 y CO2.



FLUIDO DE FRACTURAMIENTO VISCOELÁSTICO, CERO POLÍMERO



•• No contiene ningún polímero (>100%No contiene ningún polímero (>100%permeabilidad retenida)permeabilidad retenida)

•• De preferencia con surfactante aniónicoDe preferencia con surfactante aniónico•• Excelente transporte de agente de sosténExcelente transporte de agente de sostén•• Rompe limpio en contacto con petróleo,Rompe limpio en contacto con petróleo,

dilución con agua, o cambio de pHdilución con agua, o cambio de pH•• Baja fricción tubularBaja fricción tubular•• Excelente paraExcelente para Frac PacksFrac Packs

•• Dispersión de asfaltenosDispersión de asfaltenos

FLUIDO VISCOELASTICOFLUIDO VISCOELASTICO

Viscosidad Aparente (100 sec Viscosidad Aparente (100 sec--11))



Viscosidad Aparente (40 sec Viscosidad Aparente (40 sec--11))



Fricción en TuberíaFricción en Tubería(Fluido Newtoniano)(Fluido Newtoniano)



1100

Fricción en TuberíaFricción en Tubería(Fluido Reticulado)(Fluido Reticulado)



200



Selección Agentes de SosténSelección Agentes de Sostén

Sección 6bSección 6b

Proppant Selection of Today…Proppant Selection of Today…List not complete.List not complete. Some names are registered trademarks, some historicalSome names are registered trademarks, some historical

LightweightLightweight IntermediateIntermediate High DensityHigh Densit yS dS d



LightweightLightweight

CeramicCeramic DensityDensity

CeramicCeramic

g yg y

CeramicCeramic

ECONOPROP ECONOPROP

CARBOCARBOLI TE LI TE

ValueProp ValueProp

NapLite NapLite

SandSand

CARBOCARBOPROP PROP

I SP, I nt erPropI SP, I nt erProp

SinterSinter LiteLite

VersaPropVersaProp(b road sieve) (b road sieve)

BoroPropBoroProp

ForoPropForoProp

CARBOCARBOHSP HSP

SinteredSintered

BauxiteBauxiteSinterBallSinterBall

UltraPropUltraProp(b road sieve) (b road sieve)

Ottawa Ottawa

Jordan Jordan

Hickory Hickory

Badger Badger

Brady Brady

Color ado Silica Color ado Silica

Arizona Arizona

Whi te/ Brow n Whi te/ Brow n

Wit h Resins:Wit h Resins:

PR typicallyPR typically

denotes predenotes pre--

cured,cured,

CR= curableCR= curable

LC = low costLC = low cost

DC = dual coatDC = dual coat

AcFrac CR, PR, Black AcFrac CR, PR, Black

Tempered/ Super TF Tempered/ Super TF

OptiProp OptiProp

Super HS (usuall y Super HS (usuall y

sand) sand)

XRTGold XRTGold

Ceramax Ceramax E E Ceramax Ceramax I I

MagnaProp MagnaProp

EconoFlex EconoFlex

DynaProp DynaProp

Ceramax Ceramax P P

HyperProp HyperProp

Many resins on any subst rat e ( Many r esins on any subst rate ( Norcote Norcote , Tempered LC, DC, HS, XRT resins ) , Temper ed LC, DC, HS, XRT resins )

Ceramax Ceramax V V

TRANSPORTE DETRANSPORTE DE

APUNTALANTEAPUNTALANTE



APUNTALANTE APUNTALANTE

FLUIDO

APUNTALANTEDECANTANDO

1er BANCO + BANCO

FLUIDO DE BAJA VISCOSIDAD

TRANSPORTE DETRANSPORTE DE

APUNTALANTEAPUNTALANTE



APUNTALANTE APUNTALANTE

APUNTALANTEEN SUSPENSION

BANCO

FLUIDO DE ALTA VISCOSIDAD

PERFECTO: 0.0 pies/min

CASI PERFECTO: 0.04 pies/min



Fig. 1. Relación teórica de Conductividad vs. concentración para arena 20/40 a bajos esfuerzos de cierre

PERMEABILIDAD & CONDUCTIVIDADPERMEABILIDAD & CONDUCTIVIDADStim-Lab, Inc. "PredkF00" version 6.01 phone 580/252-4309

fax 580/252-6979

Input proppant fo ur choices and co nditions in cells B72 to E84 (inside box). Permeability E-mail [email protected]

8 30 G



and conductivity graphs are generated in row 8 thro ugh 30, co lumns A to G.

Conductivit y and permeability vs clo sure tables are generated on lines 34-42.

Conductivit y and Permeabilty at specific clos ures are given in cells B150 to E151.

C ON D UC T IVIT Y (md-ft ) P ER M EA B ILIT Y (D arcies)

C lo sure S tress 20/ 40Jo rdan 1 6/ 30Jo rda n 12/ 20J ordan 40/ 70Jo rdan C lo sure S tress 2 0/ 40Jo rdan 16 /30J ordan 1 2/ 20Jo rdan 40/ 70J ordan

p si 2 .0 lb / s qf t -2 5 0 °F 2 .0 lb / s qf t -2 5 0 °F 2 .0 lb / sq ft - 2 50 °F 2 .0 lb / sq ft - 25 0 °F p si 2. 0l b/ s qf t -2 5 0 °F 2 .0 lb / s qf t - 25 0 °F 2 .0 lb / s qf t -2 5 0 °F 2 .0 lb / sq ft - 2 50 °F

2000 4232 8837 16048 941 2000 228 466 829 51

4000 1905 3300 4601 398 4000 106 182 251 23

6000 849 1238 1623 181 6000 49 72 94 12

8000 339 466 592 76 8000 20 28 37 5

10000 101 10000 6

12000 18 12000 1

CONDUCTIVITY VS. CLOSURE ST RESS

100

1000

10000

100000

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

C L O SUR E ST R ESS - PS I

2.0lb/sqft 20/40Jordan250°F 2.0lb/sqft 16/30Jordan250°F


Stim-Lab Inc.P r e d k F 0 0

`

PERMEABILITY VS. CLOSURE ST RESS

1

10

100

1000

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

C L O SUR E ST R ESS - P S I



Stim-Lab Inc.

P r e d k F 0 0

teoria de la fractura

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