BACHILLERES: •ARMAS ANGEL•BRITO MARYAN•CHIQUITO MAIRA•CONTRERAS ERIKA•CONTRERAS LUIS•DELGADO JOSE•LOPEZ FREDDY•RIVERO ALIS M.
BACHILLERES: •ARMAS ANGEL•BRITO MARYAN•CHIQUITO MAIRA•CONTRERAS ERIKA•CONTRERAS LUIS•DELGADO JOSE•LOPEZ FREDDY•RIVERO ALIS M.
SUB- PROYECTO: YACIMIENTO IPROFESOR: JOSE RAFAEL ROJASSUB- PROYECTO: YACIMIENTO IPROFESOR: JOSE RAFAEL ROJAS
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL DE LOS LLANOS OCCIDENTALES
“EZEQUIEL ZAMORA”BARINAS ESTADO BARINAS
FEBRERO 2008
El fracturamiento es una técnica de estimulación que consiste en la inyección sostenida de un fluido a una presión tal que provoque la ruptura de la roca del yacimiento y mantenerla abierta con un agente apuntalante, arena natural o sintética, una vez que se haya liberado la presión de inyección con el objeto de crear nuevos canales o conectar canales de flujo existentes y de esa forma aumentar la tasa de flujo del pozo y con ello su productividad.
La fractura apuntalada se comporta como un canal de alta conductividad entre el reservorio y el pozo, mejorando significativamente su capacidad productiva.
El fracturamiento es una técnica de estimulación que consiste en la inyección sostenida de un fluido a una presión tal que provoque la ruptura de la roca del yacimiento y mantenerla abierta con un agente apuntalante, arena natural o sintética, una vez que se haya liberado la presión de inyección con el objeto de crear nuevos canales o conectar canales de flujo existentes y de esa forma aumentar la tasa de flujo del pozo y con ello su productividad.
La fractura apuntalada se comporta como un canal de alta conductividad entre el reservorio y el pozo, mejorando significativamente su capacidad productiva.
Fracturamiento HidráulicoFracturamiento Hidráulico
Conductividad de la fracturaConductividad de la fractura..
Es la habilidad de la fractura para transportar fluido desde el yacimiento hasta el pozo y puede expresarse
por la siguiente ecuación:
Conductividad de la fractura = k * wf
donde: donde: k = permeabilidad, md.
wf = ancho de la fractura, pies.
Conductividad de la fracturaConductividad de la fractura..
Es la habilidad de la fractura para transportar fluido desde el yacimiento hasta el pozo y puede expresarse
por la siguiente ecuación:
Conductividad de la fractura = k * wf
donde: donde: k = permeabilidad, md.
wf = ancho de la fractura, pies.
Aplicación del fracturamiento hidráulico. Aplicación del fracturamiento hidráulico.
El fracturamiento hidráulico se emplea para crear canales de penetración profunda en el yacimiento y con ello mejorar la productividad.
Aplicación del fracturamiento hidráulico. Aplicación del fracturamiento hidráulico.
El fracturamiento hidráulico se emplea para crear canales de penetración profunda en el yacimiento y con ello mejorar la productividad.
Mejora la producción.
Desarrolla reservas adicionales.
Sobrepasa zonas altamente dañadas.
Reduce la deposición de asfáltenos.
Controla la producción de escamas.
Conecta sistemas de fracturas naturales.
Asegura la producción de intervalos laminares.
Conecta formaciones lenticulares.
Disminuye la velocidad de flujo en la matriz rocosa.
Incrementa el área efectiva de drenaje de un pozo.
Disminuye el numero de pozos necesarios para drenar un área.
Reduce la necesidad de perforar pozos horizontales.
Retarda el efecto de conificación del agua.
Objetivos del Fracturamiento Hidráulico
Objetivos del Fracturamiento Hidráulico
Características del Sistema Características del Sistema Roca-FluidoRoca-Fluido
- Tipos de Fluidos- Humectabilidad- Gravedad API- Composición del Agua- Profundidad- Gradiente de Fractura- Porosidad- Saturaciones- Permeabilidad- Presión de Yacimiento-Contactos Gas-Petróleo y Petróleo-Agua- Litología- Mineralogía- Espesor- Temperatura
Características del Sistema Características del Sistema Roca-FluidoRoca-Fluido
- Tipos de Fluidos- Humectabilidad- Gravedad API- Composición del Agua- Profundidad- Gradiente de Fractura- Porosidad- Saturaciones- Permeabilidad- Presión de Yacimiento-Contactos Gas-Petróleo y Petróleo-Agua- Litología- Mineralogía- Espesor- Temperatura
Datos del PozoDatos del Pozo
•Integridad del Revestidor y del Cemento•Intervalos abiertos a Producción•Profundidad•Registros disponibles•Configuración mecánica•Características del Cañoneo•Trabajos anteriores en el pozo y en pozos vecinos
Datos del PozoDatos del Pozo
•Integridad del Revestidor y del Cemento•Intervalos abiertos a Producción•Profundidad•Registros disponibles•Configuración mecánica•Características del Cañoneo•Trabajos anteriores en el pozo y en pozos vecinos
Geometría de la FracturaGeometría de la Fractura
•Esfuerzo mínimo en sitio•Relación de Poisson•Módulo de Young•Presión de Poro (yacimiento)
Geometría de la FracturaGeometría de la Fractura
•Esfuerzo mínimo en sitio•Relación de Poisson•Módulo de Young•Presión de Poro (yacimiento)
Información y Datos RequeridosInformación y Datos Requeridos
Teoría del FracturamientoTeoría del Fracturamiento
Mecánica del FracturamientoMecánica del Fracturamiento::
El conocimiento de la mecánica de la fractura permite determinar y El conocimiento de la mecánica de la fractura permite determinar y explicar:explicar:
•Presión de inicio de fractura•Presión de propagación•Geometría de la fractura•Problemas de producción:
•estimulaciones no exitosas•colapso de la matriz •inestabilidad de hoyo
Mecánica del FracturamientoMecánica del Fracturamiento::
El conocimiento de la mecánica de la fractura permite determinar y El conocimiento de la mecánica de la fractura permite determinar y explicar:explicar:
•Presión de inicio de fractura•Presión de propagación•Geometría de la fractura•Problemas de producción:
•estimulaciones no exitosas•colapso de la matriz •inestabilidad de hoyo
Deformación y esfuerzosDeformación y esfuerzos
La roca al someterse a una carga se deformará cumpliendo la ecuación de elasticidad:
= E = esfuerzoE = Módulo de elasticidad de Young = deformación
Los esfuerzos en una dirección generan deformaciones en otras direcciones:
= 2/1 = Relación de Poisson
Deformación y esfuerzosDeformación y esfuerzos
La roca al someterse a una carga se deformará cumpliendo la ecuación de elasticidad:
= E = esfuerzoE = Módulo de elasticidad de Young = deformación
Los esfuerzos en una dirección generan deformaciones en otras direcciones:
= 2/1 = Relación de Poisson
Mecánica del FracturamientoMecánica del FracturamientoMecánica del FracturamientoMecánica del Fracturamiento
= 2/1
1
= E
2
Origen de la FracturaOrigen de la Fractura
•La roca falla por tensión•La resistencia de las rocas a la tensión es baja.•La generación de fracturas consiste en vencer :
presión de poro...................................pfesfuerzo mínimo (de compresión)....Hmin resistencia a la tensión.......................T
Origen de la FracturaOrigen de la Fractura
•La roca falla por tensión•La resistencia de las rocas a la tensión es baja.•La generación de fracturas consiste en vencer :
presión de poro...................................pfesfuerzo mínimo (de compresión)....Hmin resistencia a la tensión.......................T
Mecánica del FracturamientoMecánica del FracturamientoMecánica del FracturamientoMecánica del Fracturamiento
Geometría de la FracturaGeometría de la Fractura
Consideraciones:•Material isotrópico y
homogéneo.•Comportamiento elástico
lineal.•Reología conocida.
Geometría de la FracturaGeometría de la Fractura
Consideraciones:•Material isotrópico y
homogéneo.•Comportamiento elástico
lineal.•Reología conocida.
pozo
pf ,Hmin ,T
Extensión de la FracturaExtensión de la Fractura:
Dado que el menor esfuerzo se encuentra usualmente en dirección horizontal, las fracturas suelen ser verticales.El esfuerzo mínimo en sitio (no el módulo de elasticidad) domina el desarrollo de la fractura. Formaciones blandas pueden tener el mismo esfuerzo en sitio que formaciones duras.Cuando el esfuerzo en sitio disminuye en el desarrollo de la fractura, puede haber un crecimiento incontrolado. La mayoría de las fracturas son de crecimiento vertical controlado.
Extensión de la FracturaExtensión de la Fractura:
Dado que el menor esfuerzo se encuentra usualmente en dirección horizontal, las fracturas suelen ser verticales.El esfuerzo mínimo en sitio (no el módulo de elasticidad) domina el desarrollo de la fractura. Formaciones blandas pueden tener el mismo esfuerzo en sitio que formaciones duras.Cuando el esfuerzo en sitio disminuye en el desarrollo de la fractura, puede haber un crecimiento incontrolado. La mayoría de las fracturas son de crecimiento vertical controlado.
Mecánica del FracturamientoMecánica del FracturamientoMecánica del FracturamientoMecánica del Fracturamiento
Extensión de la Fractura (Cont.)
Si la formación es homogénea, el crecimiento tiende a ser radial.Rara vez crece más de 300 pies en longitud.El ancho es independiente de la reología, depende de la elasticidad.Se inicia en la roca permeable y crece a la impermeable.
Extensión de la Fractura (Cont.)
Si la formación es homogénea, el crecimiento tiende a ser radial.Rara vez crece más de 300 pies en longitud.El ancho es independiente de la reología, depende de la elasticidad.Se inicia en la roca permeable y crece a la impermeable.
Los fluidos de fracturamiento originan la fractura y transportan los agentes de soporte a través de la longitud de la fractura.
Características
•Viscosidad (Reología).•Compatibilidad con la formación y sus fluidos.•Eficiencia.•Control de pérdidas del fluido.•Fácil remoción postfractura.•Económicos y prácticos.
Los fluidos de fracturamiento originan la fractura y transportan los agentes de soporte a través de la longitud de la fractura.
Características
•Viscosidad (Reología).•Compatibilidad con la formación y sus fluidos.•Eficiencia.•Control de pérdidas del fluido.•Fácil remoción postfractura.•Económicos y prácticos.
Fluidos de FracturamientoFluidos de Fracturamiento
• Base Acuosa.Base Acuosa.
• Polímeros (Viscosificante).Polímeros (Viscosificante).
• Fluidos a Base Aceite.Fluidos a Base Aceite.
• Fluidos Multifásicos.Fluidos Multifásicos.•Espumas.Espumas.•Emulsiones.Emulsiones.
• Los Geles.Los Geles.
• Base Acuosa.Base Acuosa.
• Polímeros (Viscosificante).Polímeros (Viscosificante).
• Fluidos a Base Aceite.Fluidos a Base Aceite.
• Fluidos Multifásicos.Fluidos Multifásicos.•Espumas.Espumas.•Emulsiones.Emulsiones.
• Los Geles.Los Geles.
Tipos de FluidosTipos de Fluidos
Los polímeros solubles en agua, tales como carboximetilcelulosa, goma xantano, poliacrilamidas y poliacrilamidas modificadas, son utilizados como aditivos en muchas etapas del proceso de perforación, producción, transporte y procesamiento de crudo durante tratamientos de estimulación en geles de fracturamiento hidráulico. también existen aditivos poliméricos para el control de la deposición de escamas y de parafinas y asfaltenos.
Geles
Geles de polímeros (con entrecruzador) de baja viscosidad: Se utilizan en situaciones en las que se desea mejorar la eficiencia de barrido en roca matriz y se inyectan volúmenes definidos de baja concentración, también denominados “microgeles”. Para corregir fracturas o canales de alta permeabilidad debe aumentarse la concentración de polímeros. En ambos casos, la técnica se conoce como conformance control.
ADITIVOS FUNCIÓN
Amortiguadores (buffer)
Ajustar pH en fluidos acuosos, Promover la hidratación de polímeros.
BactericidasPrevenir pérdida de viscocidad en fluidos acuosos por degradación bacterial
EstabilizadoresPrevenir la degradación de geles polisacáridos a temperaturas encima de los 200 °F
Interruptores Eliminar el gel polímero en pozos de baja temperatura
SurfactantesPromover la formación de burbujas estables en espumas. Agente reductor de tensión superficial. Ayudar a la limpieza de la fractura del fluido de fracturación. Bactericida y agente controlador de arcillas.
Estabilizadores de arcillas
Prevenir e inhibir la hidratación de arcillas y migración.
Control de pérdida de fluido
Taponar los poros y evitar la pérdida de fluido a través de la formación.
Tipos de AditivosTipos de Aditivos
Agentes de Soporte (Apuntalante)Agentes de Soporte (Apuntalante)
Agentes de SoporteAgentes de Soporte
Previenen el cierre la fractura tras el bombeo. Se añaden al fluido de fracturamiento al mismo momento que éste es bombeado dentro de la fractura.
Pueden ser:•Arena Brady,Texana y Ottawa (ejemplos: US mesh 12/20, 20/40 y 40/70).•Agentes Mejorados: Bauxita Sinterizada, Arenas cubiertas de resina.
Agentes de SoporteAgentes de Soporte
Previenen el cierre la fractura tras el bombeo. Se añaden al fluido de fracturamiento al mismo momento que éste es bombeado dentro de la fractura.
Pueden ser:•Arena Brady,Texana y Ottawa (ejemplos: US mesh 12/20, 20/40 y 40/70).•Agentes Mejorados: Bauxita Sinterizada, Arenas cubiertas de resina.
PropiedadesPropiedades
• Redondez y esfericidad.• Gravedad específica.• Densidad volumétrica.• Partículas finas y limos.• Resistencia a la ruptura.
25
Esfuerzo de Cierre, 1000 psi
Arena
Arena Cubierta de Resina
Cerámica de Resistencia Intermedia
Bauxita de ResistenciaIntermedia
Bauxita de AltaResistencia
0 5 10 15 20
agente sobrediseñado
Guía de Selección de Agentes de SoporteGuía de Selección de Agentes de Soporte
Factores que afectan la ProducciónFactores que afectan la ProducciónFactores que afectan la ProducciónFactores que afectan la Producción
Permeabilidad de la MatrizPermeabilidad de la Matriz
•Material Cementante de la Formación:
•Silicato. •Arcilla. •Carbonatos.
•Retención de Fluidos.•Componentes de Hierro.•Residuos del Fluido.
Conductividad de la FracturaConductividad de la Fractura
•Incrustamiento.•Migración de Finos en la Fractura.
•Residuos de Gel.
Pérdida de FluidoPérdida de FluidoProceso de filtrado controlado por:Proceso de filtrado controlado por:
• Composición del fluido.• Tasa de inyección.• Permeabilidad, presión.• Saturaciones.• Tamaño de poro.• Fallas y fracturas.
¿Cómo se controla la pérdida de fluido?¿Cómo se controla la pérdida de fluido?m de fluido fracturante > m fluido de yacimiento (en yacimientos de gas)viscosidades y compresibilidades similares en ambos fluidos (para hidrocarburos de baja compresibilidad) fluidos de fracturamiento con formadores de revoque.
Pérdida de FluidoPérdida de FluidoProceso de filtrado controlado por:Proceso de filtrado controlado por:
• Composición del fluido.• Tasa de inyección.• Permeabilidad, presión.• Saturaciones.• Tamaño de poro.• Fallas y fracturas.
¿Cómo se controla la pérdida de fluido?¿Cómo se controla la pérdida de fluido?m de fluido fracturante > m fluido de yacimiento (en yacimientos de gas)viscosidades y compresibilidades similares en ambos fluidos (para hidrocarburos de baja compresibilidad) fluidos de fracturamiento con formadores de revoque.
PERDIDA DE FLUIDOPERDIDA DE FLUIDO
Los equipos de fracturamiento actualmente usados, se pueden agrupar de la siguiente forma:
* Equipos de almacenamiento de fluidos.
* Equipos de almacenamiento de agentes de soporte.
* Equipos mezcladores.
* Equipos de bombeo de alta presión.
* Centro de control.
* Líneas de superficie y de distribución.
Los equipos de fracturamiento actualmente usados, se pueden agrupar de la siguiente forma:
* Equipos de almacenamiento de fluidos.
* Equipos de almacenamiento de agentes de soporte.
* Equipos mezcladores.
* Equipos de bombeo de alta presión.
* Centro de control.
* Líneas de superficie y de distribución.
Equipos de Fracturamiento Hidráulico Equipos de Fracturamiento Hidráulico
Equipos de Fracturamiento Hidráulico Equipos de Fracturamiento Hidráulico
Selección de las Variables de Diseño:Selección de las Variables de Diseño:
Se debe evaluar lo siguiente:
1.- Fluido de fracturamiento apropiado.
2.- Adecuada Longitud Soportada.
3.- Espesor de la Fractura creada.
4.- Rango de la Tasa de inyección.
5.- Tipo, Tamaño y Concentración del Agente de Soporte.
6.- Introducir, cotejar y ajustar todos lo parámetros que definen el diseño del tratamiento en un Simulador.
Diseño del TratamientoDiseño del TratamientoDiseño del TratamientoDiseño del Tratamiento
El objetivo de la evaluación Pre-Frac es definir si el reservorio es un buen candidato para ser fracturado; esto implica determinar la factibilidad técnica y económica, diseñar la operación del fracturamiento y establecer las bases de comparación con los resultados. Es importante en este punto tener en cuenta el objetivo principal del fracturamiento, ya sea incrementar producción, mitigar problemas de arenamiento o minimizar deposición de asfaltenos.
EVALUACION PRE-FRACEVALUACION PRE-FRAC
El MiniFrac es un fracturamiento previo de diagnóstico y evaluación, con un volumen menor pero representativo del tratamiento principal, es decir, al mismo caudal y con el mismo fluido de fractura, aunque con muy pequeña cantidad de agente apuntalante.
El objetivo principal del MiniFrac
Conocer las condiciones específicas de fracturamiento de cada reservorio en particular, determinando los parámetros operativos como: presión de fractura, eficiencia del fluido fracturante, tortuosidad y restricciones de la completación, presión de cierre y tiempo de cierre de la fractura.
Estimar la altura de la fractura mediante el perfil de temperatura. Toda esta información permite rediseñar el fracturamiento principal y reducir su incertidumbre operativa.
El MiniFrac es un fracturamiento previo de diagnóstico y evaluación, con un volumen menor pero representativo del tratamiento principal, es decir, al mismo caudal y con el mismo fluido de fractura, aunque con muy pequeña cantidad de agente apuntalante.
El objetivo principal del MiniFrac
Conocer las condiciones específicas de fracturamiento de cada reservorio en particular, determinando los parámetros operativos como: presión de fractura, eficiencia del fluido fracturante, tortuosidad y restricciones de la completación, presión de cierre y tiempo de cierre de la fractura.
Estimar la altura de la fractura mediante el perfil de temperatura. Toda esta información permite rediseñar el fracturamiento principal y reducir su incertidumbre operativa.
Minifrac
MiniFrac
El análisis de las presiones de bombeo y disipación del MiniFrac permite hacer un estimado cualitativo de la calidad del reservorio que ha sido fracturado, ya que la eficiencia del fluido fracturante y el tiempo de cierre de la fractura dependen de la permeabilidad. Se ha observado que tiempos de cierre de 2 a 5 minutos están relacionados con permeabilidades altas, mientras que tiempos superiores a 30 minutos corresponden a permeabilidades de fracciones de milidarcy. La determinación de la altura de la fractura se efectúa mediante el Perfil de Temperatura, el cual se corre con el pozo cerrado entre 5 y 20 horas después del MiniFrac.
MiniFrac
El análisis de las presiones de bombeo y disipación del MiniFrac permite hacer un estimado cualitativo de la calidad del reservorio que ha sido fracturado, ya que la eficiencia del fluido fracturante y el tiempo de cierre de la fractura dependen de la permeabilidad. Se ha observado que tiempos de cierre de 2 a 5 minutos están relacionados con permeabilidades altas, mientras que tiempos superiores a 30 minutos corresponden a permeabilidades de fracciones de milidarcy. La determinación de la altura de la fractura se efectúa mediante el Perfil de Temperatura, el cual se corre con el pozo cerrado entre 5 y 20 horas después del MiniFrac.
EVALUACION DURANTE EL MINIFRACEVALUACION DURANTE EL MINIFRAC
Cuando la permeabilidad es media a buena, la altura de la fractura queda determinada entre las zonas que permanecen más frías. Si la permeabilidad es muy baja, se presenta lo que se denomina la nariz caliente en el tope de la fractura, y la zona más fría por debajo. Esta información obtenida en el MiniFrac sirve para confirmar o modificar los estimados previos y, de ser el caso, rediseñar o incluso reconsiderar el fracturamiento.
Cuando la permeabilidad es media a buena, la altura de la fractura queda determinada entre las zonas que permanecen más frías. Si la permeabilidad es muy baja, se presenta lo que se denomina la nariz caliente en el tope de la fractura, y la zona más fría por debajo. Esta información obtenida en el MiniFrac sirve para confirmar o modificar los estimados previos y, de ser el caso, rediseñar o incluso reconsiderar el fracturamiento.
EVALUACION DURANTE EL MINIFRAC (cont)EVALUACION DURANTE EL MINIFRAC (cont)
El diseño del fracturamiento incluye la selección de: los fluidos de fractura, el tipo y tamaño del agente apuntalante, el equipo de bombeo requerido; y la preparación del programa de bombeo.
Durante la operación de fracturamiento, principalmente en el MiniFrac, se obtienen los diferentes parámetros operativos, así como información cuantitativa de las propiedades mecánicas de las rocas y la propagación vertical de la fractura. También se obtienen indicaciones cualitativas de la calidad de la roca reservorio. Los nuevos sistemas que permiten el monitoreo y análisis de la información en tiempo real, son de gran ayuda para modificar, rediseñar o reconsiderar el fracturamiento.
El diseño del fracturamiento incluye la selección de: los fluidos de fractura, el tipo y tamaño del agente apuntalante, el equipo de bombeo requerido; y la preparación del programa de bombeo.
Durante la operación de fracturamiento, principalmente en el MiniFrac, se obtienen los diferentes parámetros operativos, así como información cuantitativa de las propiedades mecánicas de las rocas y la propagación vertical de la fractura. También se obtienen indicaciones cualitativas de la calidad de la roca reservorio. Los nuevos sistemas que permiten el monitoreo y análisis de la información en tiempo real, son de gran ayuda para modificar, rediseñar o reconsiderar el fracturamiento.
EVALUACION DURANTE EL FRACTURAMIENTOEVALUACION DURANTE EL FRACTURAMIENTO
Fracturamiento
Durante las operaciones de fracturamiento, la atención está centrada, casi completamente, en el seguimiento de los parámetros operativos, por lo que los análisis y evaluaciones se efectúan una vez concluida la operación.La aplicación de los sistemas de monitoreo y análisis, que permiten la simulación y el rediseño del fracturamiento en tiempo real, está ayudando en la toma de decisiones.
Fracturamiento
Durante las operaciones de fracturamiento, la atención está centrada, casi completamente, en el seguimiento de los parámetros operativos, por lo que los análisis y evaluaciones se efectúan una vez concluida la operación.La aplicación de los sistemas de monitoreo y análisis, que permiten la simulación y el rediseño del fracturamiento en tiempo real, está ayudando en la toma de decisiones.
EVALUACION DURANTE EL FRACTURAMIENTO (Cont)EVALUACION DURANTE EL FRACTURAMIENTO (Cont)
Fractura con ApuntalanteFractura con Apuntalante
FRACTURAMIENTO HIDRAULICOFRACTURAMIENTO HIDRAULICO
CONDUCTIVIDAD DE LA FRACTURA
CONDUCTIVIDAD DE LA FRACTURA
1.1. Precolchón.Precolchón.
Fluido ligeramente gelificado o no gelificado que se bombea antes del fluido de fracturamiento. En muchos casos se utiliza un pequeño volumen de ácido clorhídrico para remover escamas o mejorar el estado de las perforaciones de cañoneo.
Si antes de comenzar el tratamiento, la tubería del pozo contiene fluido, éste será bombeado y se considerará como un precolchón.
OperacionesOperacionesOperacionesOperaciones
Programa de BombeoPrograma de Bombeo
1.- Precolchón (si aplica)
2.- Colchón (o Preflujo)
3.- Dosificación del Agente de Soporte
4.- Desplazamiento
Programa de BombeoPrograma de Bombeo
1.- Precolchón (si aplica)
2.- Colchón (o Preflujo)
3.- Dosificación del Agente de Soporte
4.- Desplazamiento
2.2. Colchón (Preflujo).Colchón (Preflujo). Fluido gelificado (viscoso) que se bombea antes de agregar el
agente de soporte. Entre sus funciones están:
1.- Generar una grieta de ancho suficiente para permitir en ingreso del agente de soporte.
2.- Absorber las mayores pérdidas por filtrado y reducir así las pérdidas del fluido con agente de soporte.
3.- Mantener al agente de soporte alejado de la punta de la fractura para evitar arenamiento en punta.
2.2. Colchón (Preflujo).Colchón (Preflujo). Fluido gelificado (viscoso) que se bombea antes de agregar el
agente de soporte. Entre sus funciones están:
1.- Generar una grieta de ancho suficiente para permitir en ingreso del agente de soporte.
2.- Absorber las mayores pérdidas por filtrado y reducir así las pérdidas del fluido con agente de soporte.
3.- Mantener al agente de soporte alejado de la punta de la fractura para evitar arenamiento en punta.
3.3. Dosificación del Agente de Soporte.Dosificación del Agente de Soporte.
* Concentraciones escalonadas y crecientes* Distribución final uniforme* Rango de concentraciones muy variables
3.3. Dosificación del Agente de Soporte.Dosificación del Agente de Soporte.
* Concentraciones escalonadas y crecientes* Distribución final uniforme* Rango de concentraciones muy variables
4.4. Desplazamiento.Desplazamiento.
Al terminar el bombeo de agente de relleno, se vuelve a bombear fluido limpio con la finalidad de desplazar la mezcla fluido/agente de soporte que pueda quedar en la tubería de producción
4.4. Desplazamiento.Desplazamiento.
Al terminar el bombeo de agente de relleno, se vuelve a bombear fluido limpio con la finalidad de desplazar la mezcla fluido/agente de soporte que pueda quedar en la tubería de producción
EVALUACION POST-FRAC
Los principales objetivos de la evaluación Post-Frac son: (i) conocer lo que realmente se ha alcanzado con el fracturamiento: cómo es la fractura que se ha generado, dónde está localizada, cuál es el nuevo comportamiento productivo del reservorio y del pozo; y (ii) comparar los resultados operativos, productivos y económicos con los pronósticos efectuados, a fin de mejorar el proceso de selección de candidatos, el diseño y la capacidad de pronóstico en los futuros fracturamientos.
La evaluación incluye la ejecución de pruebas de flujo y restauración de presión BU y PLT para determinar: el incremento de producción, la nueva capacidad productiva del reservorio, la geometría de la fractura creada, el perfil de producción y la evolución de la capacidad productiva.
EVALUACION POST-FRAC
Los principales objetivos de la evaluación Post-Frac son: (i) conocer lo que realmente se ha alcanzado con el fracturamiento: cómo es la fractura que se ha generado, dónde está localizada, cuál es el nuevo comportamiento productivo del reservorio y del pozo; y (ii) comparar los resultados operativos, productivos y económicos con los pronósticos efectuados, a fin de mejorar el proceso de selección de candidatos, el diseño y la capacidad de pronóstico en los futuros fracturamientos.
La evaluación incluye la ejecución de pruebas de flujo y restauración de presión BU y PLT para determinar: el incremento de producción, la nueva capacidad productiva del reservorio, la geometría de la fractura creada, el perfil de producción y la evolución de la capacidad productiva.
EVALUACION POST- FRACTURAMIENTOEVALUACION POST- FRACTURAMIENTO
EJEMPLO EJEMPLO
Los más importantes campos productores de petróleo negro, gas-condensado y petróleo volátil del Oriente de Venezuela están ubicados en lo que se denomina el Norte de Monagas.
La producción proviene principalmente de las areniscas las Fms. Los Jabillos de edad Cretácea y Naricual de edad Terciaria, a profundidades entre 14,000 y 18,000 pies.
Desde que comenzó la producción de los yacimientos profundos del Norte de Monagas, en 1987, se han observado problemas de deposición de asfaltenos y producción de arena, los cuales, cada vez más han incidido en: la disminución de la capacidad y vida productiva de los pozos, así como en el incremento de los costos de producción.
Para ayudar a prevenir, mitigar y/o superar los problemas anteriores, tratando de no reducir los caudales de producción, se han hecho, y se siguen haciendo, esfuerzos para la aplicación de diversas técnicas, siendo el más efectivo fracturamiento hidráulico, ya que ha permitido mitigar los problemas mencionados e incrementar significativamente la capacidad productiva de los pozos.
Los más importantes campos productores de petróleo negro, gas-condensado y petróleo volátil del Oriente de Venezuela están ubicados en lo que se denomina el Norte de Monagas.
La producción proviene principalmente de las areniscas las Fms. Los Jabillos de edad Cretácea y Naricual de edad Terciaria, a profundidades entre 14,000 y 18,000 pies.
Desde que comenzó la producción de los yacimientos profundos del Norte de Monagas, en 1987, se han observado problemas de deposición de asfaltenos y producción de arena, los cuales, cada vez más han incidido en: la disminución de la capacidad y vida productiva de los pozos, así como en el incremento de los costos de producción.
Para ayudar a prevenir, mitigar y/o superar los problemas anteriores, tratando de no reducir los caudales de producción, se han hecho, y se siguen haciendo, esfuerzos para la aplicación de diversas técnicas, siendo el más efectivo fracturamiento hidráulico, ya que ha permitido mitigar los problemas mencionados e incrementar significativamente la capacidad productiva de los pozos.
El fracturamiento hidráulico es una de las técnicas mas efectivas para mejorar la capacidad productiva de los pozos profundos de alta presión y temperatura. Es una técnica aplicable en los trabajos de recuperación primaria y secundaria de petróleo y en la estimación de esfuerzos en profundidad.
Las técnicas del fracturamiento en los yacimientos profundos del Oriente de Venezuela son esenciales y de gran importancia ya que han permitido alcanzar un alto porcentaje de éxito en el mejoramiento de la capacidad productiva de los reservorios y en la superación de muchos de los problemas de producción de arena y deposición de asfáltenos.
El fracturamiento hidráulico es una de las técnicas mas efectivas para mejorar la capacidad productiva de los pozos profundos de alta presión y temperatura. Es una técnica aplicable en los trabajos de recuperación primaria y secundaria de petróleo y en la estimación de esfuerzos en profundidad.
Las técnicas del fracturamiento en los yacimientos profundos del Oriente de Venezuela son esenciales y de gran importancia ya que han permitido alcanzar un alto porcentaje de éxito en el mejoramiento de la capacidad productiva de los reservorios y en la superación de muchos de los problemas de producción de arena y deposición de asfáltenos.
OPINIÓN DEL GRUPOOPINIÓN DEL GRUPO
Las técnicas de evaluación han permitido alcanzar un alto porcentaje de éxito en el mejoramiento de la capacidad productiva, mediante el fracturamiento en los reservorios del Oriente de Venezuela.
Es indispensable el conocimiento cuantitativo y la caracterización detallada de los reservorios para la adecuada selección de candidatos, diseño del fracturamiento y pronostico de producción.
Los análisis y simulaciones de sensibilidad para evaluar el comportamiento productivo pre y post-frac han demostrado ser una herramienta efectiva cuando no se dispone de información representativa de las propiedades del reservorio.
CONCLUSIÓNCONCLUSIÓN
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