CONTENIDO
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1.
1. FRACTURAMI
FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO.
ENTO HIDRÁULICO.
INTRODUCCIÓN.
INTRODUCCIÓN.
La fracturación hidráulica es el proceso por el cual se aplica una presión hidráulica ala roca
La fracturación hidráulica es el proceso por el cual se aplica una presión hidráulica ala roca
del yacimiento hasta que se produce una fractura, después que se fractura se continua
del yacimiento hasta que se produce una fractura, después que se fractura se continua
aplicando presión, extendiendo la fractura hacia fuera, de tal forma que se crea un canal
aplicando presión, extendiendo la fractura hacia fuera, de tal forma que se crea un canal
de flujo nuevo y mayor que podrá comunicar la permeabilidad natural de la roca y
de flujo nuevo y mayor que podrá comunicar la permeabilidad natural de la roca y
suministrar un área adicional de drenaje.
suministrar un área adicional de drenaje.
El fluido usado para crear
El fluido usado para crear la fractura se llama fluido de la fractura se llama fluido de fracturamiento, el primer fluido defracturamiento, el primer fluido de
fracturamiento que penetra la fractura se llama volumen de colchón, que une la fractura y
fracturamiento que penetra la fractura se llama volumen de colchón, que une la fractura y
empieza a controlar la perdida de fluido. e utilizan unos sustentadores que previenen el
empieza a controlar la perdida de fluido. e utilizan unos sustentadores que previenen el
cierre de la fractura.
cierre de la fractura.
OBJETIVO DEL
OBJETIVO DEL FRACTURAMIENTO
FRACTURAMIENTO..
!na vez perforado el pozo, se comunica el fluido del yacimiento desde la formación hacia
!na vez perforado el pozo, se comunica el fluido del yacimiento desde la formación hacia
el pozo a través de
el pozo a través de los canales existentes "permeabilidad# por distintos medios comolos canales existentes "permeabilidad# por distintos medios como
expansión de fluidos, desplazamiento natural o artificial del fluido, drenaje por $ravedad,
expansión de fluidos, desplazamiento natural o artificial del fluido, drenaje por $ravedad,
expulsión capilar etc% los procesos pueden trabajar separadamente o juntos.
expulsión capilar etc% los procesos pueden trabajar separadamente o juntos.
En muchos casos la producción es insuficiente desde el punto de vista comercial. La
En muchos casos la producción es insuficiente desde el punto de vista comercial. La
producción puede estar reducida en los pozos por da&os en perforaciones, en la zona
producción puede estar reducida en los pozos por da&os en perforaciones, en la zona
alrededor del pozo por problemas dentro de la formación. para resolver estos problemas
alrededor del pozo por problemas dentro de la formación. para resolver estos problemas
es necesario tratar el yacimiento para que incremente el fluido de la formación al pozo, lo
es necesario tratar el yacimiento para que incremente el fluido de la formación al pozo, lo
cual se puede hacer con tratamiento ácido, tratamiento con surfactantes, limpiando las
cual se puede hacer con tratamiento ácido, tratamiento con surfactantes, limpiando las
perforaciones o con un
perforaciones o con un
fracturamiento hidru!ico
fracturamiento hidru!ico.
.
APLICAC
APLICACIONES.
IONES.
1.".1 #roce$o De E$timu!aci%n
1.".1 #roce$o De E$timu!aci%n
Los tratamientos más comunes para eliminar da&os alrededor del pozo son las
Los tratamientos más comunes para eliminar da&os alrededor del pozo son las
estimulaciones ácidas y los lavados con surfactantes,
estimulaciones ácidas y los lavados con surfactantes, sin embar$o si estas soluciones nosin embar$o si estas soluciones no
mejoran sustancialmente la producción, se debe considerar la posibilidad de analizar un
mejoran sustancialmente la producción, se debe considerar la posibilidad de analizar un
fracturamiento hidráulico, ya sea para cruzar la zona da&ada o para mejorar la
fracturamiento hidráulico, ya sea para cruzar la zona da&ada o para mejorar la
comunicación de la roca dentro de la formación.
comunicación de la roca dentro de la formación.
'ara considerar la posibilidad de efectuar un tratamiento de fracturamiento hidráulico como
'ara considerar la posibilidad de efectuar un tratamiento de fracturamiento hidráulico como
estimulación en un pozo, se deben considerar entre otros los si$uientes criterios(
estimulación en un pozo, se deben considerar entre otros los si$uientes criterios( •
•
Que el yacimiento tenga presión para que fuya el
Que el yacimiento tenga presión para que fuya el
fuido hacia la ractura.
fuido hacia la ractura.
••
Que el
Que el
yacimiento contenga hidrocarburos.
yacimiento contenga hidrocarburos.
••
Que el yacimiento sea de
Que el yacimiento sea de
baja permeabilidad en la zona productiva.
baja permeabilidad en la zona productiva.
••
Que el yacimiento sea de
Que el yacimiento sea de
alta permeabilidad pero que la ormación sea arcillosa
alta permeabilidad pero que la ormación sea arcillosa
••
Form
Form
aciones con
aciones con
racturas naturales.
racturas naturales.
••
En yacimientos con zonas
En yacimientos con zonas
lenticulares delgadas de areniscas o calizas.
lenticulares delgadas de areniscas o calizas.
La razón de estimulación con fracturamiento hidráulico es crear una re$ión con unaLa razón de estimulación con fracturamiento hidráulico es crear una re$ión con una
permeabilidad mayor que la permeabilidad ori$inal de la formación para que el fluido de la
permeabilidad mayor que la permeabilidad ori$inal de la formación para que el fluido de la
formación en vez de fluir directamente al pozo fluya hacia la fractura y que conduzca el
fluido hacia el pozo con una capacidad mayor que la de la formación, se busca
incrementar la producción de fluidos del yacimiento se considera como la mejor técnica, donde se busca incrementar el )ndice de productividad, especialmente con el incremento de la permeabilidad alrededor de boca de pozo.
1.".& Corre'ir Da(o$ o )u*erar!o$
Los da&os que se $eneran alrededor del pozo com*nmente ocurren durante la perforación% durante el completamiento, durante la compactación por el perforado, durante el ca&oneo, durante la producción o inyección.
El fracturamiento como mecanismo para corre$ir estos da&os se considera aplicable
solamente para cruzar la zona da&ada, no para eliminarlo% o sea que con la realización de un fracturamiento no estamos eliminando el problema solo estamos creando un nuevo camino con capacidad de flujo mayor a la existente ori$inalmente.
1."." #roce$o De Recu*eraci%n )ecundaria.
+ormalmente cuando completamos al$*n mecanismo de producción los modelos propuestos pueden ser modificados con la utilización del fracturamiento hidráulico.
1.".+ De*o$ito De Re$iduo$ Indu$tria!e$.
Es una aplicación importante en los pa)ses industrializados donde se almacena
desperdicios en el subsuelo, en estructuras con sellos impermeables donde se depositan a$uas pesadas, residuos tóxicos y otros productos nocivos a la salud y al ambiente.
GENERACIÓN DE FRACTURA
e puede decir que todas las formaciones pueden ser fracturadas% sin embar$o, al$unas formaciones responden mejor que otras al tratamiento dependiendo de la dureza de la roca, de su plasticidad, de las car$as superiores.
La mecánica de la iniciación y la extensión de la fractura, y la $eometr)a de fractura resultante están relacionada a la condición de esfuerzo de la perforación del pozo, las propiedades de la roca, las caracter)sticas del fluido de fracturación y la formación en que se inyecta el fluido.
ada punto en una formación esta bajo la acción de esfuerzos causados por la sobrecar$a de los estratos o el movimiento tectónico. La existencia de los esfuerzos en la roca
$eneran las fallas, corrimiento y el montaje de los estratos% un estudio de las rocas de un yacimiento sirve para predecir la dirección de los esfuerzos presentes, sin embar$o, obtener la información es imposible desde el punto de vista teórico o experimental -atemáticamente hay tres esfuerzos actuando en un punto, dependiendo de las direcciones, por efecto de espacio se consideran solo tres direcciones mutuamente
perpendiculares y actuando en el sistema que se considere% por lo tanto en un sistema de esfuerzos las tres direcciones son el resultado de un conjunto de esfuerzos actuando independientemente.
La fractura se $enera perpendicular al menor esfuerzo y se extiende paralela al esfuerzo medio
Fractura Horizontal.
uponiendo que se ejercen componentes verticales de fuerza contra la formación, la condición necesaria para la iniciación de la fractura horizontal es que la presión del fondo del pozo exceda el esfuerzo vertical más la resistencia tensional vertical de la roca
Fractura Vertical.
Las condiciones necesarias para la iniciación de una fractura vertical dependen de la resistencia relativa de los dos esfuerzos horizontales principales compresivos.
'ara que falle la formación, la presión del fondo del pozo debe ser un poco mayor que el esfuerzo m)nimo del fondo del pozo y debe también superar el esfuerzo tensional de la roca.
Orientación de la Fractura.
Las rocas se fracturan en un plano perpendicular al menor esfuerzo principal.
En área donde ocurren fallas normales, el menor esfuerzo principal es horizontal y resultan fracturas verticales. En áreas de impulso con fallas las formaciones pueden estar bajo considerables esfuerzos de compresión horizontal% por lo tanto, el esfuerzo de sobrecar$a puede ser el menor esfuerzo principal y pueden resultar fracturas horizontales.
La comparación de las presiones de iniciación y propa$ación de la fractura también proporcionan claves con respecto a la orientación de la fractura. in tener en cuenta la resistencia a la tensión de la roca, esto puede indicar que se creó una fractura vertical y que los esfuerzos principales horizontales son aproximadamente i$uales. i no se
presenta nin$una disminución de la presión esto podr)a indicar que se formó una fractura vertical y que los esfuerzos horizontales re$ionales en el área son desi$uales.
1.5 ASPECTOS A CONSIDERAR EN LA REALIZACIÓN DE UN FRACTURAMIENTO. 'ara realizar fracturamiento se debe realizar un análisis pormenorizado de los aspectos que influyen, afectan o propios del trabajo de fracturamiento, por lo tanto se consideran los si$uientes aspectos.
•
La ormación.
•
Los fuidos a utilizar.
•Los aditivos.
•
Los sustentadores
•Los equipos
1.,.1 La Formaci%n.
e puede decir en $eneral, que toda formación puede ser fracturada, sin embar$o al$unas formaciones responden mejor que otras al fracturamiento.
La experiencia ha demostrado que las formaciones clasificadas como medianas a duras son las que responden mejor, probablemente $racias a la capacidad de los nuevos
a$entes sustentadores para mantener una fractura abierta y con al$una capacidad de flujo. Las formaciones clasificadas como suaves o no consolidadas son las de menor
rendimiento, pues se puede crear una fractura pero seria imposible mantenerla sustentada debido a la enbebimiento de los a$entes sustentadores. Las formaciones duras en los pozos profundos podr)an triturar los a$entes sustentadores, disminuyendo la capacidad de flujo y dificultando el mantenimiento de un aumento adecuado de producción.
1.,.& Lo$ F!uido$ a Uti!i-ar.
Los fluidos de fracturación $eneralmente se clasifican como base aceite o como base a$ua e utilizan modificaciones con cada tipo para lo$rar los resultados deseados.
•
La adición de un agente de control de prdida de fuido.
•!eli"cación o espesamiento.
•
#ateriales de geli"cación de enlace cruzado.
•Emulsi"cación.
/ctualmente las dos terceras partes de los tratamientos de fracturas utilizan fluidos con base a$ua. 'ara pozos de $as, una innovación reciente es un fluido $elificador con base de alcohol.
1.,.&.1. )e!ecci%n de! f!uido
La selección del fluido de fracturación es una parte importante del dise&o de fracturación. Entre los factores que deben considerarse están(
0. apacidad de crear vació 1 !na función de( •
$rdida de fuido o e"ciencia del fuido.
•%iscosidad
2. 3eolo$)a 1 viscosidad y pérdida de fricción.
4. apacidad de transporte del a$ente apuntalante.
5. ompatibilidad con los constituyentes de la formación y los fluidos del yacimiento. . Limpieza de la fractura después del tratamiento.
6 7isponibilidad 8 osto.
1.,." Aditio$
Los aditivos empleados para preparar fluidos de fracturamiento están basados en la función a desempe&ar dentro del fluido utilizado.
1.,.".1 /i$co$ificante$
Es en importancia, la principal función a desempe&ar, para adquirir las. propiedades de viscosidad necesarias para transportar el sustentador.
1.,.".& E$ta0i!i-adore$ de tem*eratura.
u función es mantener estable el $el formado por cambios de temperatura
1.,."." Contro!adore$ de *rdida de f!uido.
e emplea tanto en el fluido de fracturamiento como en los preflujos, su aplicación es minimizar la perdida de fluido a través de la cara de fractura, con ello se lo$ra mayor penetración del fluido y del sustentador en la formación, lue$o de abierta la fractura
1.,.".+ Actiadore$.
En al$unos casos si se incrementa demasiado la viscosidad es imposible succionar y bombear el fluido, en tales circunstancias es necesario mezclar y preparar un fluido de viscosidad moderada, se adiciona el sustentador e inmediatamente lue$o que pase por la centrifu$a de descar$a se adiciona el activador para crear un fluido de alt)sima viscosidad, que es bombeado al pozo para crear la fractura.
1.,.".,. Rom*edore$ de 'e!.
uando la temperatura no es demasiado alta, o el $el formado es muy fuerte, es necesario romper el $el% por lo cual se utiliza aditivos bombeados dentro del fluido que se activan con el tiempo para liberar el sustentador dentro de la fractura creada
1.,.".2 )urfactante$.
e emplean con el fin de estabilizar los fluidos de la formación con el fluido base de fracturamiento lo$rando su compatibilidad.
1.,.".3 4actericida$.
uando el fluido empleado es base a$ua, es necesario inhibirlo con productos que eviten la formación de bacterias en el fluido, evitando el rompimiento del $el antes de lle$ar a la fractura.
1.,.+ )u$tentadore$.
El objetivo de apuntalar la fractura es mantener económicamente la conductividad de la fractura deseada. La conductividad de la fractura depende de un n*mero de factores interrelacionados como son(
0. 9ipo, tama&o y uniformidad del apuntalante.
2. 3rado de encaje, trituración y:o deformación que ocurra en la fractura 4. La cantidad de a$ente apuntalante y la forma de colocación en la fractura
Los tipos com*nmente usados de a$entes apuntalantes y sus ran$os de tama&o son(
Arena Cuentas de Vidrio
20 - 40 10 - 20 8 - 12 4-8 40 - 60 20 - 40 12 - 20
A0ertura )tandard de
Tami-Ma!!a U.). A0ertura en #u!'ada$ Tami-Ma!!a U.). A0ertura en #ui'.
5 ;.0<8 6 ;. ;56= 6 ;.042 0< ;.;4=5 < ;.;=48 2; ;.;440 lo ;.;8<8 4; ;.;242 02 ;.;660 5; ;.;06 05 ;.;1.,.,. E5ui*o
El equipo m)nimo requerido para realizar un trabajo de fracturamiento se puede considerar en dos aspectos principales, los de superficie y los del pozo.
1.,.,.1 )u*erficie
7entro de los equipos de superficie se debe considerar principalmente(
•
Las unidades de bombeo. La potencia requerida en el trabajo e s la variable que
de"ne la cantidad de unidades& se debe considerar siempre unidades en e'ceso
para prever allas de unidades durante el bombeo.
•
Las mezcladoras. (onocido como blender& son los equipos encargados de
mezclar el fuido base con los aditivos preparando el gel y mezcl)ndolo con el
sustentador& normalmente dispone de dos centriugas b)sicas& la de succión y
la de descaiga y de elementos como centr*ugas para adición de productos y los
tornillos encargados de movilizar el sustentador hacia el tanque de mezcla
•
+anques de almacenamiento de fuidos. En el cual se dispone el fuido base para
preparar el gel& que es succionado por el blender.
•
+anques almacenamiento de sustentadores En la cual se almacena el
sustentador a emplear en el tratamiento& cae al tornillo del blender.
•
#,ltiple de tuber*as. Es el conjunto de tuber*as conectadas entre el mezclador y
las unidades para recibir el gel con el sustentador y bombearlo al pozo.
•
-nyector de bolas /pcional0 utilizado cuando en un tratamiento se racturan
zonas dierentes y es necesario sellar una zona para desviar el fuido de
racturamiento a otra.
1.,.,.& )u0$ue!o
•
-nyector de cabeza 1tilizado2 para garantizar el aislamiento del cabezal de
pozo &se conecta a la tuber*a de trabajo.
•
+uber*a de trabajo2 Empleada para que sirva de medio de transporte del fuido
desde super"cie hacia el subsuelo.
•
Empaques. 1tilizado para aislar las zonas protegiendo otras zonas y el propio
revestimiento arriba de la zona a tratar.
&. CONTROL DE ARENA)
2.1 INTRODUCCIÓN.-étodos de controlar la producción de arena en pozos de aceite y $as están cambiando constantemente. Las causas para la producción de la arena son exploradas junto con el análisis de las condiciones del pozo para que se puedan esco$er métodos mejores para el control de arenas en cada pozo en particular.
2.2 RAZONES PARA LA PRODUCCIÓN DE ARENA
El mecanismo de producción de arena es complejo, influenciado por cada operación desde la penetración de la broca en la zona productora hasta el inicio de la producción del pozo. in embar$o, las razones para la producción de la arena pueden ser cualquiera de los que están a continuación o una combinación de ellos.
A. Formacione$ Tota!mente )in con$o!idar
/l$unas formaciones por ser totalmente inconsolidada, o en un estado fluido. ualquier esfuerzo por producir fluido del formación puede producir cantidades $randes de arena con fluido.
4. A!ta$ rata$ de #roducci%n.
/l$unos pozos producirán arena si el fluido es producido a altas ratas. Estos pozos producirán libres de arena, si la producción se restrin$e. 7urante muchos a&os la restricción en la producción era un medio primario de control del arena. 3eneralmente, como la producción total de fluidos se aumenta en un esfuerzo por mantener máximo de producción de petroleo, los incrementos en la ratas de producción proporcionan tensiones excesivas en las formaciones consolidadas débiles y puede exceder la habilidad del
material del cementante de la roca.
C. #roducci%n de A'ua
En al$unas formaciones, el material cementante de la roca es minerales y arcilla que puede ser afectado en seriamente con el a$ua. uando empieza la producción de a$ua empieza, a debilitarse la unión de la arena o se destruye y puede empezar a producir arena.
D De0ido a! De*!etamiento de! De*%$ito
e cree que en al$unos casos la presión del yacimiento ayuda a soportar la presión de sobrecar$a. La reducción de presión del yacimiento puede causar sobrecar$a y aplastar una formación consolidada parcialmente y puede producir arena causar serios da&os en el casin$ y demás equipos.
E #rctica$ de Com*!etamiento Im*ro*ia$ de! #o-o
El mal uso de ácido para la estimulación puede remover cantidades peque&as de material cementante calcáreo en ciertas formaciones consolidas y puede $enerar producción de arena.
En al$unos casos limpian el pozo demasiado duro o traen al pozo a la producción deseada y pueden causar rápidamente tensiones excesivas en formaciones débilmente
consolidada.
En al$unos instantes de apertura del pozo a máxima capacidad de producción puede causar la intrusión de a$ua en el >ellbore y debilitar la matrix de la formación. omo mencionó anteriormente.
2.3 VENTAJAS DE CONTROL DE ARENA
En la inmensa mayor)a de los casos, pueden minimizarse el da&o de permeabilidad y la perdida de producción puede minimizarse. El control de arena mas económico se lo$ra cuando se llevan a cabo medidas del control temprano en la vida del pozo. Los si$uientes puntos deben ser considerados cuidadosamente al decidir realizar medidas de control de arena.
A. Da(o en !a Formaci%n
?nvesti$adores han encontrado que una disminución $rande en permeabilidad puede ocurrir, cuando arena de la formación es deliberadamente perturbada esto puede pasar con cambio peque&o en la porosidad de la formación. 9ales reducciones en la
permeabilidad de la formación lle$an a $enerar un aumento severo de arena. En la mayor)a de los casos, particularmente cuando los métodos de consolidación de resina serán empleados, estos da&os en las formaciones hacen exitoso el control de arena más dif)cil.
@tra razón para aplicar el control d e arena es evitar o minimizar el costoso manejo y disposición de arena. Esto es particularmente verdad donde se produce muchos sólidos que son removidos del fluido en plataformas y en tuber)as La disposición puede ser especialmente costosa cuando la arena debe ser encontrarse libre de oil se$*n la re$ulaciones ambientales.
C. E5ui*o Da(o
En los pozos sujeto a la producción de arena, la abrasión y da&o de corrosión es
frecuentemente reportado en las tuber)as de producción, en las l)neas de transporte en las bombas de subsuelo y en todo el equipo de superficie Esto puede presentar el peli$ro de ruptura o fue$o.
D. Co$to
7etectando a tiempo el problema e implementando las medidas del control apropiadas se puede reducir el costo de operación. e bebe hacer un balance de costos del la
implementación del control de arenas "lo que se invertir)a y los $astos que se producirán por no tener el control de arena y as) determinar si es mejor vivir con el problema.
2.4 LOS MÉTODOS DE CONTROL DE ARENA.
Aay muchas formas que hablan acerca de controlar el movimiento de part)culas de la formación en el >ellbore. 9odos los métodos concebidos pueden cate$orizarse en tres $rupos. Estos $rupos se describen a continuación(
A. Mecnico.
Los métodos mecánicos son los que controlan la producción de arena por uso de tamices en la tuber)a de producción "liner ranurado#, prote$er mediante la instalación o
empaquetamiento de $rava.
4. 6u7mico.
Estos métodos de control de arena emplea qu)micos y resinas que son inyectados dentro de la formación débilmente consolidada la cual provee una cementación insitu $rano1a1 $rano.
C. Com0inaci%n
e dise&an métodos de combinación que lo$ran el entrampamiento mecánico y una consolidación qu)mica de los $ranos simultáneamente. Estos métodos son a menudo referenciados como Bconsolidated pacCsB. !n lodo que consiste en( un fluido, resina,
a$ente de acoplamiento y arena se usa normalmente para estabilizar el problema, el fluido es mezclado en superficie y lue$o bombeado por las perforaciones donde cubren $rano a $rano
Dona 7a&ada Dona ori$inal ractura lujo Lineal
