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CAPTULO 1
FUNDAMENTOS TEORICOS(1)
1.1 FRACTURAMIENTO HIDRULICO
La tcnica de fracturar la formacin productora Fig. 1.1, se
conoce en
la Industria Petrolera como Fracturamiento Hidrulico y tiene
por
objetivo, a nivel de yacimiento, sobrepasar la zona daada en
las
vecindades del pozo e incrementar el rea de flujo de los fluidos
hacia
el pozo, dando como resultado el incrementodeproduccin.
___________________________(1) Los datos e informacin del
presente captulo son tomados deFUNDAMENTOS DE LA TEORA DEL
FRACTURAMIENTO HIDRULICO,Jorge Pazmio Urquizo2004
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Fig.
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s,
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han permitido considerar al tratamiento de fracturamiento
hidrulico
como un tipo de terminacin para los pozos petroleros.
1.1.1 Definicin de Fractura
Es el proceso mediante el cual se inyecta un fluido al pozo,
a
una tasa y presin que supera la capacidad de admisin
matricial de la formacin expuesta, originando un incremento
depresin y la posterior ruptura.
La fractura de una roca se realiza perpendicularmente al
mnimo esfuerzo y por lo tanto en la mayora de pozos, la
fractura es vertical. Si la tasa de bombeo se mantiene
superiora
la tasa de prdida de fluido en la fractura, entonces la
fractura
se propaga y crece, como se observa en la Fig.1.2.
Fig. 1.2 Presin de fracturamiento de la roca en la formacin
productora
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La prdida de fluido en la fractura es el resultado de un
balance
volumtrico: una parte del volumen del fluido abrela fractura
y
otra invade las vecindades de la misma.
Inicialmente se inyecta solamente fluido fracturante porque
la
mayor perdida est en las vecindades del pozo, posteriormente
comienza a abrirse la fractura y es necesario que el
material
soportante comience a ingresar en ella, como se indica en la
Fig.1.3.
Fig. 1.3 Propagacin de la fractura en la formacin
productora.
El diseo de concentracin de material soportante es muy
importante para obtener xito en el fracturamiento, ya que
con
ello se obtendr una excelente conductividad de los fluidos en
el
interior de la fractura.
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Al final de un tratamiento, la fractura se encuentra llena
del
material soportante en una adecuada concentracin, tal que no
permita el cierre de la fractura.
Finalmente, para concluir el proceso de tratamiento por
fracturamiento en un pozo, se bombea un volumen de fluido
con
el objeto de realizar la limpieza del exceso del material
soportantedel pozo.
1.1.2. Por Qu Fracturar?
La operacin de fracturamiento hidrulico se realiza en un
pozo
por una o ms de las tres razones siguientes:
1. Desviar el flujo para evitar el dao en las vecindades
del pozo y retornar a su productividad normal.
2. Extender una ruta de conducto en la formacin y as
incrementar la productividad a sus mximos niveles.
3. Alterar el flujo de fluidos en la formacin.
Esta ltima razn adquiere mucha trascendencia y permite quese
realice una adecuada gestin en la administracin de los
yacimientos.
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El fracturamiento hidrulico es una herramienta para realizar
una adecuada administracin del yacimiento, que en estos
ltimos tiempos ha dado resultados satisfactorios, donde un
selectivo fracturamiento optimiza la recuperacin de reservas
y
el control de produccin en los yacimientos de hidrocarburos,
tanto de petrleo como degas.
Todas estas consideraciones mecnicas de la roca estn
relacionadas a la presin neta, definida como la presin
necesaria del fluido fracturante para mantener abierta la
fractura.
El esfuerzo mnimo de los tres principales esfuerzos
ortogonales de un punto en la formacin productora, es el
parmetro determinante que controla la geometra de la
fractura.
Este esfuerzo mnimo se encuentra en el plano horizontal para
la mayora de los pozos petroleros (debido a la profundidad
que
se encuentran las formaciones que contienen petrleo o gas).
Una fractura se desarrolla perpendicular al mnimo esfuerzo y
para el caso del fracturamiento hidrulico, si el mnimo
esfuerzo
estaen el plano horizontal, entonces el desarrollo de la
fractura
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ser en el plano vertical, de all que en el transcurso del
texto
se presentaran las formulaciones para fracturas verticales.
1.2 MODELOS PARA LA FRACTURAHIDRULICA
El proceso de inyeccin de fluido a presin en un pozo da como
resultado el fracturamiento de la formacin y su posterior
propagacin
en la zona productora.
La geometra de la fractura creada puede ser aproximada por
modelos
que tomen en cuenta:
a. Propiedades mecnicas de la roca.
b. Propiedades del fluido fracturante.
c. Condiciones a las cuales el fluido fracturante es inyectado
(tasa
de inyeccin y presin).
d. Esfuerzo de la formacin.
e. Distribucin de esfuerzos en el medio poroso.
Estos conceptos son necesarios no solamente para la construccin
del
modelo del proceso de la fractura en s, sino tambin en la
prediccin
del crecimiento de la fractura.
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En la literatura disponible para modelos de fracturamiento
hidrulico,
existen tres familias:
Modelos en dos dimensiones (2-D)
Modelos en pseudos-tres-dimensionales (p-3-D)
Modelos totalmente en tres dimensionales (3-D).
La fractura puede propagarse lateralmente y verticalmente y
cambiarla
direccin original del plano de deformacin, dependiendo de la
distribucin de esfuerzo local y de las propiedades de la roca.
El grado
de anlisis de este fenmeno es lo que conduce a la complejidad
del
desarrollo de los modelos para estudiar el comportamiento
del
fracturamiento.
1.2.1 Modelos en Dos Dimensiones
Se denominan modelos en dos dimensiones porque ellos
determinan el ancho w, y la longitud xf, de la fractura ,
parmetros que constituyen las dimensiones de la fractura con
base en las hiptesis que se considera como un paraleleppedo.
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Los modelos 2-D son aproximaciones analticas que
suponen altura constante y conocida.Para las aplicaciones
en ingenierapetrolera, dos tiposson frecuentemente
utilizados.
Para longitudesde fractura muchomayoresque la altura
de la fractura, se tiene el modelo PKN [Perkins & KERN
(1961) y Nordgren(1972)] es una apropiada aproximacin.
Se considera que:
xf >> hf
Para longitudes de fractura mucho menores que la altura de
la fractura se ha presentado el modelo KGD[Khristianovic
& Zheltov (1955) y Geertsma & de Klerk (1969) ], que
frecuentemente se conocio como el modelo KGD, donde:
hf >> xf
Un caso especial se tiene cuando la altura es igual a dos
veces la longitud de fractura, conocida como modelo radial.
La altura de fractura utilizada aqu es el valor dinmicoque
significa que la altura de la fractura crece al mismo tiempo
que crece la longitud de la fractura. Aqu:
2xf = hf
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Para efectos de este trabajo, los modelos 2-D sern
utilizados
para clculos del ancho de fractura y de la presin de
propagacin de fractura, para cuando el fluido fracturante es
Newtoniano y no Newtoniano; as como, considerando el
fenmeno de prdidas de fluido en la formacin.
A continuacin se presenta una grafica del plano de
deformacin vertical y horizontal en 2-D para la condicin de
deformacinde la zona productora. Fig. 1.4.
Fig. 1.4 Condiciones de los planos de deformacin vertical y
horizontal.
1.2.2 Modelos en Tres Dimensiones
Los modelos en tres dimensiones solventan las limitaciones
impuestas en el desarrollo de los modelos de dos dimensiones
con relacin a la forma de la fractura, especialmente en
cuanto
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tiene que ver con la altura de la fractura que en estos
modelos
vara en funcin de la inyeccin del fluido fracturante y del
material soportante.
El tratamiento de la configuracin de la fractura a travs del
tiempo se realiza por medio de procedimientos discretos como
es el caso de la aplicacin del elemento finito.
Unmodelo 3-D completo es complejo por que requiere de una
cantidad significativa de datos para justificar su uso y un
anlisis
mucho ms detallado que est fuera del alcance de este texto.
Su uso se inscribe el mbito cientfico, bsicamente.
En resumen, los modelos tridimensionales requieren una
informacin ms detallada para modelar la fractura y el
Ingeniero de petrleo deber evaluar el costo-beneficio de
lautilizacin de este tipo de modelos.
1.2.3 Modelo PKN
El modelo PKN est representado en la Figura 1.5. Tiene por
caracterstica considerar para la fractura una forma elptica
en
el eje vertical del pozo. La mxima amplitud est en la lnea
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central de esta elipse, con cero de ancho en el tope y en el
fondo.
Fig.1.5 Modelo Geomtrico PKN
Otras caractersticas importantes son:
En ambas direcciones el ancho es mucho menor que las
otras dimensiones de la fractura: altura y longitud (del
orden de milmetros comparado con decenas o miles de
metros.
La geometra elptica, aunque no es enteramente
verdadera, es una aproximacin acertada.
La altura de la fractura es constante.
La longitud es considerablemente mayor que las otras
dimensiones de la fractura: altura y ancho.
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Las propiedades de la roca tienen un gran impacto en la
determinacin del ancho de fractura. El rango del mdulo de
Youngde rocas de reservorio comn puede variardesde 107psi
en arenisca y profunda hasta 2 x 105 psi, en diatomitas. As,
en
rocas rgidas, donde el mdulo de Young es grande, para un
volumen dado de fluido inyectado a la formacin, la fractura
resultante ser angosta pero larga. Por el contrario, en
formaciones con mdulo de Young bajos, el mismo volumen de
fluido inyectado dar como resultado una fractura ancha pero
de longitud corta.
La geometra elptica del modelo PKNconduce a una expresin
para el ancho promedio de fractura que se obtiene al
multiplicar
el ancho mximo de la fractura, por un factor geomtrico. , el
cual es aproximadamente igual a 0.75. En unidades de campo
petrolero tpico es,
4
13,0
4/1_
G
xvqw
fi (1.1)
Donde,
_
w Ancho promedio de la fractura, pg
qi Tasa de Flujo, bpm
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Viscosidad del fluido fracturante, cp,
xf Longitud de Fractura,ft
G Mdulo de Corte o Cizalla, psi,
La expresin del mximo ancho de fractura con un fluido no
Newtoniano, se expresa en las siguientes unidades de campo:
2`2/11
2`2/1`
''
max
''
`*
60
61.5
144
9775.0
`
121`
3
12812
nn
ff
n
i
nnn
E
hxkq
n
nnw
(1.2)
Donde wmax, esel ancho mximo de la fractura, pg,las
variables
n y k son propiedades reolgicas de un fluido del
fracturante:
n= ndice de comportamiento del fluido (adimensional)
k= ndice de consistencia de fluido (lb.*segn/ft2).
El ancho promedio de la fractura puede ser calculado
multiplicandopor el factor geomtrico4
.
1.2.4 Modelo KGD
El modelo KGD es representado en la Fig.1.6 y es semejante
al
PKN con un giro de 90. Es aplicable para aproximar la
geometra de fractura donde hf>>Xf.
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Fig. 1.6 El Modelo Geomtrico KGD
As, este modelo KGD no ser recomendado para el caso
donde grandes fracturas en la formacin productora se generan
con el tratamiento de fracturamiento hidrulico.
El ancho promedio de la fractura del modelo KGD en unidades
de campo, con_
w , en pulgadas es simplemente,
4/12
_ 153,2
f
fi
Gh
xvqw
(1.3)
Para la utilizacin del modelo KGD con fluido NO-Newtoniano
se utilizar la viscosidad equivalente con la aplicacin de la
Ley de potencias; entonces la correspondiente ecuacin de
ancho de fractura con el modelo KGD es:
)22/(12)22/(
)22/(1)22/()22/(1
)(
)()(2124,2)1.11(
n
n
f
f
n
i
nn
nnnn
whE
xq
n
nKw (1.4)
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1.2.5 Presin Neta de Fracturamiento
La creacin de una grieta bidimensional, en la que una
dimensin sea alargada hacia el infinito y la otra tiene una
extensin finita, d,ha sido descrita por Sneddon y Elliot.
(1946).
La mxima amplitud de la grieta es proporcional a las
dimensiones caractersticas y es tambin a la presin neta
definida como:
minfhfCfnet pppp (1.5)
Donde,
pnet
pf
sC
sh
min
Presin neta.
Presin del fluido fracturante encualquier punto de la
fractura.
Esfuerzo de cierre de la fractura.
Esfuerzo horizontalmenor.
Esfuerzo mnimo de los tres esfuerzos
ortogonales.
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En trminos generales el ancho mximo de la fractura puede
ser expresado como:
'
min
max
22
E
dp
E
dpw
fnet (1.6)
Donde, d es ladimensin caracterstica dependiendo del plano
de formacin utilizado. Para el modelo PKN la dimensin
caracterstica d, es la altura de fractura (hf), mientras para
el
modelo KGD es igual a la longitud de fractura, de punta a
punta,
2x. El valor deC
es 0.75 para el modelo PKN y 1 para el
modelo KGD.
El ancho promedio de la fractura est expresado por:
max
_
.
4
ww C (1.7)
Nolte & Economides han demostrado que para una operacin
de fracturamientocon una eficiencia del fluido fracturante
tendientea la unidad, se tiene:
1V
V
i
f (1.8)
Donde,
Eficiencia del fluido fracturante
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Vf Volumen de fractura
Vi Volumen inyectado
Entonces, de un balance de materia sin considerar el fenmeno
de filtrado, el volumen de la fractura Vf ser igual al volumen
de
fluido inyectado Vi, y por lo tanto:
tqAwif
_
(1.9)
Donde Af es el rea de fractura e igual a 2xfhf.
Reemplazando en (1.12) y reordenando,
f
i
fh
tqXw
2
_
(1.10)
Para el caso en que n 0
ff
pL
i
f hXrC
tqA 2
(1.11)
Despejando en (1.14) la longitud de la fractura, se tiene:
L
i
pLf
i
fhC
tq
rCh
tqX
22
(1.12)
Donde CL es el coeficiente de fuga y rp es la relacin de la
altura
permeable para la altura de la fractura (h/hf). En una
formacin
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de una sola capa la altura permeable es el espesor neto de
reservorio, h.
De la relacin de ruptura de Sneddon, la presin neta de
fracturamiento est dada por:
net
f
ff p
h
Ewpp
2
max
min (1.13)
Finalmente, hay tambin expresiones aproximadas y fciles de
utilizar para la presin neta de fractura para los modelos PKN
y
KGD utilizando el fluido de fractura Newtoniano.
La presin netapara el modelo PKN,en unidades coherentes,
esta expresin es:
4/1
43
3
131.2
f
fi
fhv
uxqGP (1.14)
De modo que enunidades de campo:
4/1
43
3
10254.0
f
fi
fhv
uxqGpsip (1.15)
La presin netaen unidades de campo para el modelo KGD
se expresa as:
-
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20
4/1
23
3
1050.0
ff
i
fxhv
qGpsip
(1.16)
1.3 FLUIDOS Y SOPORTANTES
Una ejecucin de fractura consiste de la inyeccin en diferentes
etapas
de distintos tipos de fluido, donde cada uno tiende a realizar
su
correspondiente comportamiento dentro de su rol especfico.
1.3.1 Fluido de Relleno (Pad)
Es el fluido fracturante que no tiene material sustentante
en
suspensin. Suobjetivoes iniciar y propagar la fractura.
Durante la propagacin de la fractura, el fluido entra en la
formacin productora, y se tiene el fenmeno conocido como
filtrado o leakoff; es decir, entra al yacimiento, crea la
fractura y
construye una costra en la pared de la fractura
(filter-cake).
El volumen de fluido necesario para el proceso de filtrado
es
proporcional a la raz cuadrada del tiempo de residencia
dentro
de la fractura.
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Por lo tanto, este tipo de fluido de relleno es el primero que
se
inyecta en el tratamiento de un fracturamiento hidrulico y
acta
como un fluido de sacrificio, para posteriormente inyectar
la
lechada con la que se acarrear el material soportante dentro
de
la fractura.
1.3.2 Fluido con Agente de soporteen Suspensin o Lechada
Despus de la inyeccin del fluido de relleno, se agregaal
fluido
fracturante material soportante, incrementando la
concentracin
del mismohasta el final del tratamiento.
Los valores de concentracin del material soportante en
suspensin dependen de la habilidad de transporte del mismo
con el fluido y/o la capacidad de aceptacin del yacimiento y
la
creacin de la fractura.
En general, excesiva concentracin puede dificultar el
transporte
del material soportante. El que exista alto filtrado puede
causar
heterogeneidades en elyacimiento, tales como fisuras
naturales.
La creacin de la longitud de fractura hidrulica, difiere de
la
longitud soportada por el material, por que este no puede
ser
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transportado a los puntos donde el ancho de fractura es menor
a
tres veces el dimetro del soportante.
1.3.3 Fluido de Limpieza
El Fluido de Limpieza (flush) tiene por objetivo desplazar
la
suspensin desde el pozo hasta la punta de la fractura. Deber
cuidarse de que no exista un sobre desplazamiento ya que
podrapresentarse un estrangulamiento de la fractura, que
ocasionar
una disipacin de la presin de fracturamiento y el
consiguiente
cierre de la fractura.
La ecuacin general de balance de materia entre el volumen de
fluido total inyectado, Vi, volumen de fractura creada,Vf, y la
fuga
de lquido VL(leakoff) puede ser escrito:
Lfi vvv (1.17)
El rea de la fractura semultiplica por 2 para reflejar ambos
lados
de la cara de la fractura en donde se produce el fenmeno de
filtrado, el rea est expresada por
Af = 2*Xf * hf.
(1.18)
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El producto qi*ti es igual al total de volumen requerido de
fluido
de relleno (pad) y de la lechada con el material soportante
en
suspensin.
Entonces, el tiempo de la partecorrespondiente a la cantidad
de
fluido de relleno, es calculado as:
i
pad
padq
vt
(1.19)
El coeficiente de filtrado CL en el balance de materia puede
ser
obtenido desde una calibracin al tratamiento de fractura
como
describe Nolte y Economides.
1.3.4 Programa del Material Soportante
La adicin de material soportante tiene un punto de inicio y
sus
concentraciones se las realiza agregando soportante, que
depende del tiempo y de la eficiencia del fluido.
Nolte (1986) demostr que, basado en la ecuacin de balance de
materia, la adicin continua de material soportante seguir
una
relacin expresada por:
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24
padi
pad
fptt
ttctc (1.20)
Donde:
cp(t) Concentracin de la suspensin del material soportante
en
la lechada en libras por galn (ppg),
Cf Es la concentracin al final del trabajo (EOJ = End Of
Job),
tpad Tiempo del fluido de relleno
ti Tiempo total del tratamiento.
La variable e depende de la eficiencia del fluido, , y esta
relacionada de la siguiente manera,
1
1(1.21)
1.3.5 Ancho de FracturaCreada.
La longitud, altura y ancho de la fractura creada describe
la
geometra de fractura que controla la produccin post
tratamiento
de un pozo.
La conductividad de fractura es simplemente el producto del
ancho de la fractura por la permeabilidad empaquetada del
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25
agente soporte y la Conductividad Adimensional de la
Fractura, que est definida en la ecuacin (1.22), en forma
adimensional es:
f
f
fDXk
wkC (1.22)
1.4 DISEO DE TRATAMIENTOS DE FRACTURA HIDRULICA
Para el diseo de una fractura hidrulica as como tambin de un
tratamiento de simulacin de pozo se requieren seleccionar lo
siguiente:
Fluido fracturante y aditivos apropiados.
El material soportante adecuado.
La cantidad de estos fluidos y materiales; as como el modo en
que se
realiza la inyeccin de los mismos se refleja en la tasa de
inyeccin y
en la presin de inyeccin, parmetros que estn relacionados
estrechamente entre si para determinar el dimensionamiento de
la
fractura en la formacin geolgica productora de crudo.
Un criterio apropiado para la optimizacin del diseo es la
produccincon su correspondiente impacto econmico; de all que se
tenga que
maximizar los beneficios,de tal manera que se pruebe una
rentabilidad
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adecuada sobre la inversin realizada en el tratamiento de
fracturamiento hidrulico.
Otros criterios que se deben considerar en la seleccin del
fluido
fracturanteson los siguientes:
Transportarenforma ptima el material soportante, tanto en el
sistema de tuberas como dentro de la fractura.
Evitar cualquier empaquetamientodel material soportante quecause
dao en la fractura. Para ello, se deberprestar atencin a
la adecuada viscosidad aparente del fluido. Por eso es que
la
mayora de los fluidos fracturanteson de tipo No-Newtoniano.
Por otro lado, la seleccin del material soportante se enfocar
en
maximizar el producto de la permeabilidad del empaquetamiento
por el
ancho de la fractura.
Referentes a la tasa de inyeccin, se puede indicar que:
a. Altas tasas de inyeccin de fluido fracturante dan como
resultado
altas presiones netas y por lo tanto la posibilidad de
fracturar
formaciones adyacentes o al menos, tener un ineficiente
desarrollo de fractura.
b. Si laaltura es tolerable; entonces, una mayor tasa de
inyeccin
resultar en un menor tiempo de tratamiento, concluyendo en
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una eficiente propagacin de fractura. Por lo que el fenmeno
de
filtrado es proporcional a la razcuadrada del tiempo de
ejecucin
de la fractura.
Las consideraciones anteriores estnafectadas por varias
variables que
interrelacionadas entre ellas, permite obtener un diseo
ptimo.
1.4.2Propiedades del Fluido Fracturante y de los Aditivos
Las principales propiedades que deben caracterizar a un
fluido
fracturante son las siguientes:
1. Compatibilidad con el material de la formacin.
2. Compatibilidad con los fluidos de la formacin.
3. Capacidad de suspender y transportar el material
soportante.
4. Capaz de desarrollar el ancho de la fractura necesaria
para poder aceptar el material soportante.
5. Eficiente, es decir tener bajas prdidas de fluido en la
formacin.
6. Poder removerlofcilmente de la formacin.
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7. Lograr que las prdidas de presin por friccin sean las
ms bajas posibles.
8. Preparacin del fluido en el campo, fcil y sencilla.
9. Ser estable para que pueda retener su viscosidad
durante el tratamiento.
10.Costos bajos.
Casi todas las propiedades deseables e indeseables del
fluido
fracturante, estn relacionadas con su viscosidad, lo cual es
funcin de la carga de polmeros primordialmente.
Uno de los polmeros ms utilizados en bases acuosas es el
HPG (Hidroxipropil Guar) que provee una viscosidadadecuada
para el fluido fracturante y por ende al rol que este desempea
el
tratamiento del fracturamiento hidrulico.
Las concentraciones de polmero frecuentemente est dada en
libras de polmero por cada 1000 galones de fluido (lb/1000 gal)
y
su rango oscila entre 20 a 60 lb/1000 galy la ms comnes de
40 lb./1000 gal.
La viscosidad del fluido fracturante se degrada con el
incremento
de la temperatura. La mayor degradacin ser experimentada por
la primera parte del fluido de fractura inyectado, debido a
que
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experimentar la mayor temperatura y el menor ancho de
fractura
(es decir, el mayor corte).
Por ejemplo, una solucin de polmero Guar a 40 lbs/1000
galones una viscosidad aproximada de 50 cp a la temperatura
ambiente y una tasa de corte 170s-1, la misma solucin a 175F
tiene una viscosidad menor que 20 cp.
Un fluido fracturante ideal es aquel que tiene muy baja
viscosidad en el momento que es inyectado en el pozo,
situacin
que provoca una baja cada de presin por friccinen el sistema
de tuberas; y tiene la viscosidad requerida en el fondo del
pozo,
para transportar adecuadamente el material soportantedentro
de
la fractura.
Algunos de los aditivos de fluido de fractura ms comunes
estnlistados continuacin:
Bactericidas o Bixidos: Controla la contaminacin por
bacteria. La mayora de aguas con las que se prepara los
gelesfracturantes contiene bacterias que tienen su origen en
la fuente o en el tanque de almacenamiento. Las bacterias
producen encimas que pueden destruir la viscosidad muy
rpidamente.
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Buffers:Los bufferpreferidos son los que contienen cidos
orgnicosy el objeto es provocar hidratacin de los fluidos .
Estabilizadores: El oxgeno libre ataca a los polmeros y
como debera esperarse, esta reaccin de degradacin
aumenta con el incremento de temperatura. Aditivos tales
como metanol es utilizado para atrapar el oxgeno y
removerlo de la ruta de reaccin.
Aditivos para elcontrolde prdidas de fluido:Losfluidos
que se utilizantienencomo rol el controlde las perdidas de
spurt. Disminuyendoel filtrado durante el fracturamiento ya
que como seindicanteriormente las prdidas de fluido y su
correspondiente control son crticos para la satisfactoria
ejecucin del fracturamiento hidrulico. Usualmente, en
formaciones homogneas, la construccin de una costra en
las paredes de la fractura es un medio adecuado para
controlar el filtrado.
Surfactantes: Su rol es prevenir las emulsiones, bajar la
tensin superficial y los cambios de mojabilidad. La
humectabilidad en las caras de las fracturas origina cambios
en la zona invadida; por ello que los surfactantes son
agregados para facilitar la limpieza post tratamiento.
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Roturadores (Breakers):El rol a desempear es reducir la
viscosidad al disminuir el tamao del polmero; por
consiguiente tienen las tareas de limpiar residuos en el
proceso de post-tratamiento y en la produccin.
1.4.2Gua para la Seleccin del Fluido Fracturante
El fluido fracturante transmite la presin hidrulica de lasbombas
a la formacin, crea la fractura y acarrea el material
soportante dentro de ella.
Los fluidos que invaden la formacin son posteriormente
removidos o limpiados con la produccin de hidrocarburos.
Los factores que se deben considerar para la seleccin del
fluido fracturante incluyen la disponibilidad, seguridad,
facilidad
para mezclar y usar caractersticas de viscosidad,
compatibilidad con la formacin, disponibilidad de limpieza y
el
costo.
Los fluidos fracturantes son clasificados en la siguiente
categora:
1. Base Agua.Son los msutilizados en el tratamiento de
pozos con fracturamiento hidrulico.
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2. Base Aceite. Se debe a que determinados tipos de
geles requieren este tipo de base para preparar el fluido
fracturante.
3. Base Alcohol. En fracturamiento hidrulico, el alcohol
reduce la tensin superficial del agua y tiene un amplio
uso como estabilizador de temperatura.
4. Emulsiones. En presencia de geles reducen las
prdidas por friccin.
5. Base espuma. Es una nueva tecnologa donde las
burbujas de gas proveen alta viscosidad y una excelente
capacidad de transporte del material soportante.
Economides, (1991) presento una gua para la seleccin del
fluido fracturante que corrientemente se aplica en la
Industria
Petrolera. En la Fig. 1.7 est la gua para pozos de petrleo
crudo.
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Fig. 1.7 Gua para la seleccin de fluido fracturante en pozos
de petrleo crudo(Ecomites, 1991)
1.4.3 Propiedades Reolgicas del Fluido Fracturante
La mayora de los fluidos fracturantesson No-Newtonianos, y
el
modelo ms comnmente utilizado para describir el
comportamiento reolgico es la Leyde Potenciaque est dado
por:
nK
(1.23)
Donde t es el esfuerzo de corte en lbf/pie2, es la tasade
corte en segundos-1, K es el ndice de consistencia en
lbf-sn/pie2
y n es el ndice de comportamiento de flujo, adimensional. Un
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grfico de logaritmo a logaritmo de t versus , es una lnea
recta, lacual ser el valor de ny la intercepcin en =1 serK.
Las propiedades reolgicas de fluidos No-Newtonianos son
usualmente obtenidas de pruebas de laboratorio en cilindros
concntricos y estn definidos por lossiguientes parmetros:
K ndice de consistencia generalizada en lbf-sn/pie2
n ndice de comportamiento de flujo generalizado,
adimensional
Las ecuaciones de equivalencia entre la informacin de
laboratorio y la utilizada en la formulacin es la siguiente:
'
/2
12/2
1''
'
' n
n
n
BBn
BBKK
(1.24)
Donde B = rcup/rbob y rcup est en el radio interno del radio de
la
taza y rbob es el radio de agitacin.
Considerando la geometra de tubo cilndrico (tubera) se tiene
que:
n
tuberia n
n
KK '
''
4
13
(1.25)
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Tabla 1 Fluidos fracturantes Crosslinker
1.5 TRATAMIENTO DE LA FRACTURA
1.5.1 Seleccin deMaterial Soportante
El material soportante opone al mnimo esfuerzo en el plano
horizontal, s h, con el objeto de mantener abierta la
fractura
despus que ha pasado la accin de la presin neta; de all que
la resistencia del material es de una importancia crucial para
el
xito de un fracturamiento hidrulico.
Las principales categoras de material soportante son:
arenas,
cermicos, y baucitas.
La arena natural es el material soportante comnmente
utilizado, especialmente en formaciones conesfuerzos bajos.
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Por el contrario, las baucitasse utilizan en situaciones de
altos
esfuerzos en las formaciones.
Mucho de los esfuerzos inducen a la reduccin de
permeabilidad de un empaquetamientodel material soportante y
es causado por el cruzamientode las partculas y la migracin
de fragmentos dentro del espacio poroso dela empaquetadura.
En la tabla 2 se presenta el mximo esfuerzo de cierre que
pueden tener los materiales soportantes de uso ms frecuente
en fracturamiento hidrulico.
Las propiedades del material soportante que afectan los
procesos del fracturamientohidrulico incluyen:
1. Tamao de los granos.
2. Distribucin del tamaode losgranos.
3. Calidad (cantidad de impurezas que contenga el material
soportante).
4. Redondez y esfericidad de los granos del agente
soportante.
5. Densidad del material soportante.
6. Porosidad del empaquetamientocon material soportante.
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Existen tres vasprimarias para incrementar la conductividad
de
una fractura:
1. Incrementar la concentracin de material soportante, que
es
producir una mayor fractura.
2. Usar material soportante grande para obtener mayor
permeabilidad.
3. Emplear un material soportante de alta resistividad con
elobjeto de reducir el crece de partculas e incrementar la
productividad.
En las Fig. 1.8 a 1.10 se reflejan los mtodos comentados
anteriormente, respectivamente.
Fig. 1.8Comportamiento de la conductividad de la fractura al
variar la concentracin del material soportante.
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Fig 1.9 Comportamiento de la conductividad de la fractura al
variar la malla del material soportante para igual
concentracin
Fig. 1.10 Comportamiento de la conductividad de la fractura
al
variar los tipos de material soportante para la misma
concentracin y mallado.
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Todas estas propiedades afectan la permeabilidad del
empaquetamiento del material soportante y por ende la
conductividad de la fractura, Fig. 1.11.
Fig. 1.11 Fuerzas que actan en el medio poroso
El producto de la permeabilidad con el ancho de la fractura, K f
*
W, es la conductividad de la fractura, expresada en md-ft.
Otras propiedades principales como la relacin de tamao,
tamao de partcula, densidad y porosidad se presentan un
listado en la tabla 2.
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40
MATERIAL SOPORTANTEESFUERZO DE
TIPO CIERRE MXIMO
Arena
5.000
Psi
Cermicos de Baja Densidad 8.000
Psi
Cermicos de alta Densidad 10.000
Psi
Baucita 14.000
psi
Recubrimiento con resina puede incrementar el esfuerzomximo
hasta en un 30%
Tabla 2 Mximo esfuerzo de cierre a resistirel
materialsoportante
Como los materialessoportantes en una fractura estnsujetos
a altosesfuerzos,se rompen por compresin o se aplastan y la
permeabilidad del empaquetamiento del material soportantese
reduce. En laFigura 1.12se ilustra esta situacin, la misma
que
es un ejemplo de cmo la permeabilidad y conductividad
asociadas, sufren una reduccin con el incremento del
esfuerzo.
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Fig. 1.12 Conductividad de la fractura y permeabilidad
empaquetada con material soportante de Arena Brown 20/40 auna
concentracin de2 lb. /ft2, 225,
1.5.2 Diseo y Propagacin de Fractura
En el proceso de diseo de una fractura hidrulica, varias
variables estn se involucradas. En la tabla 3 se presenta la
lista de ellas y los valores ms tpicos que se utilizan
normalmente.
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Tabla 3 Valores tpicos utilizados en fracturamiento
Hidrulico
Hay tres tipos de categoras en las que se pueden clasificar
las
variablesanteriores:
1. Aquellas en las que el diseador puede hacer poco por
ellas y se las denomina Categora 1.
2. Las variables de Categora 2 son aquellas en donde el
diseador puede ejercer un control moderado.
3. Finalmente entre las variables circunscritas dentro de la
categora 3, estnaquellas en donde el diseador ejerce
control completosobre ellas.
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La altura de fractura depende del contraste de esfuerzo entre
el
estrato objetivo y los adyacentes; y estn en funcin de la
presin neta.
Si el contraste de esfuerzo es grande, entonces una mayor
presin neta es tolerable. Lo contrario es verdad para un
pequeo contraste de esfuerzo. Los resultados de varias
relaciones hf/ h se demuestra en la Figura 1.13. En la cual
se
concluye que la eficiencia se incrementa si tambin lo hace
la
altura de la fractura.
Fig. 1.13 Eficiencia versus longitud de fractura, calculada
para
varias diferentes relaciones de altura al espesor de la
formacin.
La Figura 1.14, muestra el impacto del coeficiente de fuga
sobre la eficiencia para una variedad de longitudes de
fractura.
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En xf = 1600 pies y Cl = 3 x 10-3 pies/ minuto, la
eficiencia
sera 0.34.
Fig. 1.14Efecto del leakoff vs. Eficiencia (Impacto del
coeficiente de prdida del fluido por filtrado sobre la
eficiencia
para diferentes longitudes de fractura)
Sin embargo, para un coeficiente de fuga cinco veces mayor,
la
eficiencia sera solo 0.026. Por otro lado, para un coeficiente
de
fuga cinco veces ms pequeo, la eficiencia sera ms de 0.8.
Recordando que la eficiencia controla la fraccin del fluido
que
es atenuada, el control de fuga tiene una mayor importancia
tanto en costos como en el empaquetamiento del material
sustentanteque puede ser generado.
Finalmente, la concentracin del material sustentante al final
del
trabajo(EOJ), dependiendo de la seleccin apropiada del
fluido
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fracturan
sustenta
del dise
En la Fig
la masa
grfica
fractura.
Fig.
conc
te y sunte, es la t
ador.
.
1.15, par
del materi
onsidera
1.15 Mas
ntracione
isponibilid
rcera y ult
un CL es
l sustenta
un rango
total de s
al Final d
longitude
ad paraima variab
ecfico y r
te se pue
de variac
ustentante
l tratamie
de fractur
ransportarle bajo el c
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in
de la
para un ra
to, para di
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el materiontrol parci
alturas dad
ar, ya que
longitud
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erentes
5 alal
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la
e
