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fracturas
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Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V. 1
Fractura con Espuma
Ingeniería y Geociencias, S.A. de C.V.
Ingenieria & Geociencias, S.A. de C.V. 2
Nitrógeno (N2)
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Que es el Nitrógeno• Gas
– Es una fuente de energía compacta
• Inerte
– Seguro
• Disponible
– Costo Razonable
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Nitrogeno en el Aire
Oxígeno Nitrógeno
Argón Otros
78.3%20.93%
0.93% 0.11%
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DiagramaDiagrama dede Fase Fase Pr
esió
nPr
esió
n SólidoSólido LíquidoLíquido
TemperaturaTemperatura
GasGas
CC
TT
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Diagrama de Fase (Temperatura Constante)
HgHg
LIQUIDOLIQUIDO
HgHg
LIQUIDOLIQUIDOGASGAS
HgHg
LIQUIDOLIQUIDO
GASGAS
HgHg
GASGAS
Celda llenaCelda llena de de liquidoliquido
Presión cercaPresión cerca de lade la presiónpresiónde vaporde vapor
HgHg removidoremovido
Gas yGas y líquido presentelíquido presente
Presión igualPresión igual a laa la presiónpresiónde vaporde vapor
HgHg removidoremovido
MásMás gas ygas y menos liquídomenos liquídopresentepresente
Presión igualPresión igual a laa la presión presión de vaporde vapor
HgHg removidoremovido
TodoTodo elel líquidolíquido vapor,vapor,llenadollenado lala celdacelda de gasde gas
Presión por debajoPresión por debajo de de lala presionpresion de vaporde vapor
PP
AA BB CC BBPP11 PP11 PP22
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Diagrama de Fase
PP11
PPvv
PP22
Pres
ión
Pres
ión SólidoSólido LíquidoLíquido
22
44
33
TemperaturaTemperatura
GasGas
CC
TT
11
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Diagrama de Fase (Presión Constante)
Celda llenaCelda llena dede liquidoliquido
Temp.Temp. por debajopor debajo de lade la TcTc
Celda CalentadaCelda Calentada
HgHg removido aunqueremovido aunque lalapresiónpresión sese mantiene ctemantiene cte..
Gas yGas y liquído presenteliquído presente
Temperatura igualTemperatura igual a la a la TcTc
Celda CalentadaCelda Calentada
HgHg removido aunqueremovido aunque lalapresiónpresión sese mantiene Ctemantiene Cte..
Gas yGas y liquido Presenteliquido Presente
Temperatura igualTemperatura igual a laa la TcTc
Celda CalentadaCelda Calentada
HgHg removido aunqueremovido aunque lalapresiónpresión sese mantiene mantiene CteCte..
Celda llenaCelda llena de Gasde GasTemperatura por debajoTemperatura por debajode lade la TcTc..
HgHg
LIQUIDOLIQUIDO
HgHg
LIQUIDOLIQUIDOGASGAS
HgHg
LIQUIDOLIQUIDO
GASGAS
HgHg
GASGAS
PPAA BB CC BB
PP PP PP
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Diagrama de Fase
TT11 TTcc TT22
Pres
ión
Pres
ión SólidoSólido LíquidoLíquido
11 22
4433
TemperaturaTemperatura
GasGas
CC
TT
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Diagrama de Fase
%% LiqLiq
100100
7575
5050252500
PP11
PPBB
PP22
PPRR
Punto CriticoPunto Critico
GasGas22
11LíquidoLíquido
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Producción del NitrógenoLa idea básica es licuar el aire, y entonces separar
el líquido por destilación fraccionaria
– Punto de ebullición del aire líquído: - 194 oC
– Punto de ebullición del Nitrógeno Líquido: - 196 oC
– Punto de ebullición del Oxígeno Líquido: - 183 oC
– El Nitrógeno se empieza a evaporar liberando oxígeno líquido enriquecido
– Por repetidos procesos de ebullición y condensación se pueden obtener purezas de un 99.98% de Nitrógeno Líquido
– Los otros Gases se extraen con procesos similares.
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Producción del Nitrógeno
FILTRO
EnfriamientoEnfriamiento deldel NitrogenoNitrogeno
Aire es enfriadoAire es enfriado alalpuntopunto dede rocío rocío
NitrogenoNitrogeno(gas) se(gas) se calientacalienta
OxigenoOxigeno(gas) se(gas) se calientacalienta
NitrogenoNitrogeno(gas) se(gas) se calientacalienta
COMPRESOR
PREENFRIAMIENTO
PREPURIFICADOR
AIREAIRE
90 psi
278oK (5oC)
103oK (-170oC)
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Propiedades Físicas delNitrógeno
• Simbolo Químico: N2
• Punto de Ebullición Normal: - 196 oC• Presión Crítica: 492.3 psi• Temperatura Crítica: - 147.15 oC
• Punto Triple: - 209.9 oC @ 1.82 psi• 1 gallon de LN2 = 93.12 SCF de gas
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Pie Cúbico Standard (SCF)
Un pie cúbico de gas @ 60 oF (15.5 oC) y 14.7 psia (1 atm)
SCFSCM 315.351 =
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Ecuación de Estado• Gas Ideal
PV = nRT• Gas Real
PV = Z nRTDonde:
– P = Presión [psi]– V = Volumen [pie3]– n = Número de moles– T = Temperatura Absoluta [oR]– R = Constante Universal del Gas– Z = Factor de Compresibilidad
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Factor de Compresibilidad (Z)
20002000 40004000 60006000 80008000 1000010000 1200012000 1400014000
2.12.1
2.02.0
1.91.9
1.81.8
1.71.7
1.61.6
1.51.5
1.41.4
1.31.3
1.21.2
1.11.1
0000 FF
10010000 FF
20020000 FF
30030000 FF
40040000 FF
50050000 FF
60060000 FF
70070000 FF
80080000 FF
Presión Presión [[psiapsia]]
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Factor Volumétrico del Nitrógeno
• Pie cúbico standard por barril de espacio
SCF/BBL = 198.6 P/ZT• Donde
P = Presión [psi]
T = Temperatura absoluta [oR]
T [oR] = T [oF] + 460
Z = Factor de Compresibilidad
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Dióxido de Carbono (CO2)
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Dióxido de Carbono• Ventajas:
– El CO2 gaseoso promueve una limpieza más rápida y completa de la formación
– Disminuye el daño a la formación originado por elfluido de tratamiento
– Buen control de flitrado– Incrementa el volumen total del fluido de tratamiento– Al mezclarse con agua el CO2 baja el pH, reduciendo
el riesgo de daño en formaciones muy sensibles al agua.
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Propiedades Físicas del CO2
• Simbolo Químico: CO2
• Peso Molecular: 44.01• Punto de Ebullición Normal: -78.5 oC• Presión Crítica: 1070.16 psi• Temperatura Crítica: 31 oC• Punto Triple: -56.6 oC @ 60.43 psi• 1 ton de CO2 = 17,200 SCF
(@ -17.8 oC y 300 psi)
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Diagrama PVT del CO2La zona limitada por el rectángulo rojo denota aquella región en donde el CO2 se solidifica (Hieloseco), pasando de gas a sólido sin interfase líquida.Esta región es muy peligrosa durante el bombeo y señala la necesidad de bombearlo presurizado y, en el caso de pararel bombeo, de purgarlo de inmediato antes de que se forme hielo seco en la línea, dejando entrampado CO2. gaseoso que se sobrepresuriza debido al efecto del calentamiento.
Condición de Entrega
GAS
LIQUIDOSOLIDO
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Diagrama PVT del CO2
La zona limitada por las dos líneas rojas señala la temperatura de trabajo de los fluidos de fractura espumados con CO2.Como la BHP es alta el CO2.permanece líquido durante el tratamiento y solo se gasifica una vez que se calienta, al terminar la fractura y disminuir la presión en el fondo (BHP), lo que hace que la región de estado del CO2 se desplace más allá del Punto Crítico, donde existe solo gas.
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Temperatura del Fluido con CO2
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Presión Hidrostática de Fluidos con CO2
El gráfico muestra la variación de la presión hidrostática de fluido mezclado con diferentes cantidades de CO2
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Espumas de Fractura
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Fluidos Espumados para Fractura
• Ventajas– Proveen energía para mejorar la limpieza– Buena eficiencia del fluido– Menos dañina a la conductividad de la fractura– Menos dañina a la formación– Buena performance reológica a baja carga de
polimérica• Desventajas
– Limitada concentración de agente de sostén– La espuma de Nitrógeno requiere una mayor presión
de bombeo (Reducida presión hidrostática)
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• Es una emulsión estable de gas dentro de un líquido
• Calidad de Espuma (FQ):
• Espuma de Fractura: FQ = 52% - 96%
Q = Vg
Vg + VL
Vg = Volume de la fase gasífera
VL = Volumen de la fase líquida
Espuma
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Tipos de Espuma
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Estabilidad de la Espuma
Factores que afectan la estabilidad:
• Tipo de Espumante• Concentración de Espumante• Calidad de Espuma (FQ)• Tipo y concentración de polímero• Energía de mezcla
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Aplicaciones
• Características:– Energizado para una mejor limpieza– Bajo contenido de líquido– Baja presión hidrostática (Espumas de N2)– Buen control de filtrado– Mínimo daño a la permeabilidad de la fractura– Buen transporte de agente de sostén
• Aplicaciones:– Reservorios depletados o de baja presión– Formaciones sensibles al agua– Pozos gasíferos de baja permeabilidad
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Diseño de la Espuma de Fractura
• Fase Líquida– Gel lineal– Gel Reticulado– Hidrocarburos y alcoholes
• Fase Gaseosa– Nitrógeno– CO2
• Agentes Espumantes– Surfactante– Agente Espumante– Mezcla de ambos
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La Fase Líquida
Espumas con Gel Lineal• La gelificación del fluido base:
– Incrementa la viscosidad de la espuma.– Reduce el filtrado (Leak-off)– Incrementa la estabilidad de la espuma– Mejora el transporte del apuntalante.
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Carga Polimérica y Viscosidad
La Fase Líquida
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Polímero y Estabilidad de Espuma
La Fase Líquida
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Espumas con Gel reticulado.
• Mayor viscosidad• Menos contenido de Gas (FQ = 70%)• Mayor gradiente hidrostático• Mayor concentración de apuntalante
La Fase Líquida
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Gel Reticulado y Estabilidad de Espuma
La Fase Líquida
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Hidrocarburos y Alcohol Espumado• Hidrocarburos espumados con CO2
– Impráctico debido a la alta solubilidad del CO2• Hidrocarburos espumados con N2
– Costoso. Requiere surfactantes fluo-carbonatados• Alcohol Espumado
– Es usado para pozos de gas seco para evitar problemas de permeabilidad relativa
– Contenido máximo de Alcohol: 40% de la fase acuosa.
La Fase Líquida
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La Fase GaseosaNitrógeno (N2)
Dióxido de Carbono (CO2)Espuma binaria (N2 + CO2)
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• Ley de los Gases:
• Factor Volumétrico (β):
• La BHP es crítica para el cálculo de FQ.
PV = Z NRT
La Fase Gaseosa
( ) [ ]bblSCFZTPN /6.1982 =β
( ) NETz PhFBHP +×∆×= 281.3
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Solubilidad del N2 Solubilidad del CO2
La Fase Gaseosa
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Agente Espumante• Tipo de espuma de Fractura
– Se recomienda hacer pruebas de laboratorio– Los siguientes materiales pueden inhibir la formación de espuma:
• Antiespumantes• Hidrocarburos (Agregados como aditivos)• Salmueras pesadas (Incluyen algunas aguas de formación)• Alcoholes• Solventes Mutuales
• Fluido de formación– Chequee la compatibilidad con los fluidos de fractura– Puede afectar el comportamiento de la espuma– Puede crear un bloqueo por emulsión
• Agentes Espumantes Típicos:– Surfactantes– Agentes espumantes– Mezcla de ambos
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Reología de la Espuma
Muchos factores afectan la reología:
Calidad de espumaMezcla y textura de la
espumaTemperaturaComposición de la
fase líquida
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• Comportamiento Bifásico– Una mayor resistencia a fluir ayuda a controlar el filtrado– El control de filtrado es pobre cuando el tamaño de poro
es mayor que el de la burbuja (k > 30 mD) • Efecto de Revoque (Wall Building)
– Deposición de un revoque de polímero• Baja Calidad de Espuma (FQ)
• Alta concentración de polímero
• Para un diseño inicial use el Cw– Para k < 1 mD la Calidad de Espuma (FQ) casi no tiene
efecto– Para k > 1 mD el Cw se reduce a medida que se incrementa
la Calidad de Espuma (FQ).
Filtrado de las Espumas
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Daño a la Conductividadpor Espuma
• El empaquetado de la fractura puede ser dañado por el polímero– Alta concentración de
polímero post-fractura
• La espuma deja un daño mínimo a la conductividad– Baja concentración de
polímero
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Daño a la Conductividadpor Espuma
( ) polwo CFQCpC −= 1
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Calidad de Espuma
• Fluido Energizado
FQ < 52%:
• Espuma
52 < FQ < 96%
• Fluido Atomizado
FQ > 96%:
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Concentración de Apuntalante vs. Calidad de Espuma
• Una alta Calidad de Espuma (FQ) es deseable para:– Mejorar el transporte del apuntalante; mayor
viscosidad; mejor control de filtrado; menor daño a la conductividad
• Pero resulta en:– Baja Concentración de Agente de Sostén KFRAC
y wF bajas• Espuma Reticulada:
– FQMAX = 70%– Ninguna ventaja al reticular la espuma si FQ > 52%
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Textura de la Espuma
• Textura:– Tamaño de las burbujas
• La textura afecta a:– Reología– Distribución de las burbujas– Control de Filtrado
• Se controla mediante:– Agente espumante– Viscosidad de la fase líquida
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Agregado del apuntalante a la espuma
Metodos utilizados:Cuando se agrega el apuntalante es necesario ajustar la fase gaseosa de acuerdo al volumen de la fase líquida
• Sin compensación• Q + FQ en fondo constante• Gasto variable y Calidad
constante• Fase interna constante
(CIP)
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Métodos de ajuste de la Calidad de Espuma
1. Calidad y Gasto de Espuma (FQ - Q]BH) en fondo constantes:– GLR = Constante– Se obtiene por:
• Ajuste del caudal de gas
• Ajuste del caudal de líquido
La Calidad de Espuma (Q]BH) en fondo puede variarse:– Reducir la Calidad de espuma (FQ) para poder colocar mayor
concentración de apuntalante• Ajuste de ambos caudales
– Ejemplo: 2 PPA: 70% quality (PPA]blender = 7 PPA)4 PPA: 58% quality6 PPA: 15% quality
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Métodos de ajuste de la Calidad de Espuma
2. Calidad Constante y Gasto de Espuma variable:– GLR = Constante– Se obtiene por:
• Ajuste del caudal de gas • ó• Ajuste del caudal de líquido
– El objetivo es mantener la calidad de espuma constante para no variar la viscosidad fuera de un cierto rango.
• Ajuste de uno de los caudales, normalmente el de gas• Disminuye el caudal de la espuma en fondo.
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Fase Interna Constante
• El apuntalante actúa como parte de la fase interna
• A medida que el apuntalante es agregado se rebaja una cantidad igual de gas
• Patentado por Halliburton• La viscosidad de la espuma es casi constante• Calidad de Espuma Actual:
( )p
d
da
8.34SGFQ-1
X
x- FQ FQ
foampC −=
=
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Gasto y Calidad ConstanteEjemplo
Datos:
FQ = 70
Q = 20 bpm
Cp = 3 PPA Arena
Colchón:
bpm 6 0.7)-(1 20 Qbpm 140.7020 Q
bpm 20 ]Q
LIQ
GAS
BHTOT
=×==×=
=
14 bpm 6 bpm
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Gasto y Calidad ConstanteEjemplo
Fluido Sucio:Gasto del Apuntalante:
[ ] [ ] [ ]
[ ]
[ ] [ ]( ) [ ]
bpm 2.39 Q
bbl/gal103.23421
bbl/gal103.23 bpm 20 FConc
FQ Q
bbl/gal 10 3.23 F
/bblpie6146.5gal/pie48.7lb/gal 8.342.65PPA 3
SGCp F
prop
3-
3-propTOT
prop
3-prop
33prop
=
×+
××=
×=
×=
×××==
14 bpm 6 bpm
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Gasto y Calidad ConstanteEjemplo
Fluido Sucio:Gasto del Fluido Limpio:
( ) ( )gasgas
gasliq
gasliq
gas
TOT
gas
Q428.00.70.7-1Q
FQFQ-1Q
Q
70.0QQ
QQQ
FQ
=
==
=+
==
Gasto del gas:
( ) bpm 33.120.42812.39 - 20 Qgas
bpm 20 2.39 Qgas 0.428 Qgas QTOT
bpm 20Q Q Q Q prop liqgasTOT
=+
=
=++=
=++=
14 bpm 6 bpm
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Gasto y Calidad ConstanteEjemplo
Fluido Sucio:Gasto de Líquido:
14 bpm 6 bpm
bpm 5.28 2.39 - 12.33 - 20 Q
Q - Q - Q Q
liq
propgasTOTliq
==
=
Gasto de todos los componentes:
Qliq = 5.28 bpmQgas = 12.33 bpmQprop= 2.39 bpm
12.33 5.28 2.39
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Sin AjusteEjemplo
Datos:
FQ = 70
Q = 20 bpm
Cp = 3 PPA Arena
Colchón:
bpm 6 0.7)-(1 20 Qbpm 140.7020 Q
bpm 20 ]Q
LIQ
GAS
BHTOT
=×==×=
=
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Sin AjusteEjemplo
Fluido Sucio:Gasto del Apuntalante:
( ) ( )
( ) 2.71bpm1-1.452 6 Q
1)-(FConc Q Q- Q Q
452.112.22
1018.34SG
Cp1 FConc
PPA 100.70-1PPA 3
FQ-1Cp] Cp]
prop
liqliqsucio-liqprop
BHBlender
=×=
==
=+=+=
===
Gasto de todos los componentes:Qliq = 6.00 bpmQgas = 14.00 bpmQprop= 2.71 bpm
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Gasto Variable – Calidad Cte.Ejemplo
Datos:
FQ = 70
Q = 20 bpm
Cp = 3 PPA Arena
Fluido Sucio:
Gasto de Apuntalante:
bpm 1.86 4.13 - 6 Qprop
1.452bpm 6bpm 6
FConcQliq- sucio-Qliq Qprop
==
−=
=
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Gasto Variable y Calidad Cte.Ejemplo
Gasto de Líquido limpio:
bpm 4.13 Qliq1.452
bpm 6FConcQliq Qliq
=
=
=
Gasto de Gas:
bpm 8.56 Qliq0.482
bpm 4.130.482Qliq Qgas Qgas 0.482 Qliq
=
==⇒=
Gasto de todos los componentes:Qliq = 4.13 bpmQgas = 8.56 bpmQprop= 1.86 bpm
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Cálculo de la Presión en Cabeza de Pozo
• Presión hidrostática de la fase líquida
– PLH = 1.421 SGL (1-FQ) hz
• Presión hidrostática de la fase gaseosa
– Pgh = FQ (Piw – PwhN2)
• Presión hidrostática total
– Ph = PLH + Pgh
• Presión de fractura de la formación
– PFR = 3.281 ∆FRAC hZ
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Cálculo de la Presión en Cabeza de Pozo
• Presión fricción en los tubulares
– Pfrtbg = 3.28E-3 ∆fr hPKR
• Presión fricción en los disparos
– Pfrdisp ⇒ ∆frdisp = f (QTOT/N)
• Presión de superficie o cabeza de pozo
– PWH = PFR - Ph + Pfrtbg + Pfrdisp
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• Caudal de la fase líquidaQL = QTOT (1-FQ) [bpm]
• Potencia requerida para la fase líquidaNH = 0.0245 Pwh QL [HHP]
• Caudal de la fase gaseosaQg = QTOT FQ [bpm]
– Para Nitrógeno:
El Factor Volumétrico (βN2) es obtenido de Tablas
Cálculo de los equipos necesarios
[SCF/bbl] β [bpm] Q [SCF/min] Q N2gasN2 ×=
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Requerimiento de Material
• Volumen de la fase líquida
VL = VTOT (1-FQ) [bbl]• Volumen de Nitrógeno
VN2 = VTOT x FQ x βN2 [SCF]VN2 = 0.0283 VTOT x FQ x βN2 [m3]
• Volumen de CO2 (gal)
VCO2 = VTOT x FQ [bbl]• Volumen de Espumante:
VFM = CFM x VL x 0.001 [gal]
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Ejecución: Consideraciones
• Limitaciones de los Equipos
• Generación de espuma
• Método de compensación del apuntalante
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Consideraciones Adicionales
• Mediciones de Presión– Presión en superficie– Densidad a través del tubing constante– Tubería muerta– Sensor de Presión en Fondo
• Concentración de Agente de Sostén– No se puede mezclar una concentración alta de apuntalante– El POD puede controlar hasta:
• 22 PPA (Arena)• 32 PPA (ISP)
• Fluido de Desplazamiento (Flush)– En lo posible, no desplace con espuma. El fluido se puede dilatar,
sobredesplazando la fractura. Hagalo con fluido energizado (FQ < 50) o con Nitrógeno puro.
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Generación de Espuma
• Se necesita una buena turbulencia• La espuma fluye en flujo laminar:
– Se requiere un generador de espuma
• Generador de espuma– Una “Cruz” que contenga un
alimentador
– Recomendado para todos los tratamientos con espuma
• Surfactante– Afecta la textura de la espuma