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CURSO FRACTURA Introducción teórica Jorge Robles - abril 2008 1. AST - Advance Stimulation Technology 2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA 3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR 4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN 5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA 6. CONCEPTOS CRÍTICOS - TIP EFFECT - CONVECCION - TORTUOSIDAD 6. FLUIDOS DE FRACTURA 7. AGENTES DE SOSTEN 1. AST - Advance Stimulation Technology • Que es AST • Metodologia de AST AST (Advanced Stimulation Technology) AST es una metodología para la optimización del fracturamiento mediante: • Identificación de conceptos críticos (tortuosidad, conveccion, etc) • Uso de modelos de propagacion 3D • Realizando ensayos para calibración de los modelos • Colectando datos real time • Haciendo seguimientos y evaluaciones postfractura AST (Advanced Stimulation Technology) Hasta 1984 el diseño de fracturas hidraulicas se hacía con modelos bidimensionales. A partir de esa fecha GRI trabajó en base a experiencias de laboratorio, datos de campo y numerosos experimentos en distintos reservorios tratando de lograr un modelo de fractura más representativos de la fractura real. AST – Aportes a la industria Mediante esta técnología se logra aproximar la fractura real a la diseñada, pudiendo predecir con más precisión la respuesta en producción y por ende saber si será rentable la inversión. Los modelos 2D, siempre daban geometrías mayores y por ende más productivas. La realidad que muestran los modelos 3D es que las fracturas son más cortas y altas. Además existen fenómenos como la tortuosidad que pueden llevar a un arenamiento prematuro y que no eran considerados. AST – Aportes a la industria Fracturas más cortas y altas Geometrías complejas: Pueden haber una serie de factores que propicien la iniciación de multiples fracturas Metodologia AST Son 7 pasos que resumen la metodologia AST y que deben ser cumplidos para Obtener un resultado exitoso. Overview AST Nota: La selección de un mal candidato llevará a que no sea beneficioso un Tratamiento de estimulacion a pesar de que se cumplan todos los demas pasos 1. AST - Advance Stimulation Technology 2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA 3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR 4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN 5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA 6. CONCEPTOS CRÍTICOS - TIP EFFECT - CONVECCION - TORTUOSIDAD 6. FLUIDOS DE FRACTURA 7. AGENTES DE SOSTEN 2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA • Tipos y objetivos de la estimulación ¿Qué es el Fracturamiento ? Es la técnica que consiste en aplicar presión hidraulica a una roca reservorio, mediante la inyección de un fluido viscoso, hasta que se produce la falla o fractura de la misma y mantenerla abierta para colocar un agente apuntalante, creando un canal de alta conductividad que comunica pozo/reservorio. Propagación de la Fractura Propagación de la Fractura Inicio del Bombeo del Apuntalante Apuntalamiento de la Fractura Apuntalamiento de la Fractura Desplazamiento del Apuntalante Cierre de la Fractura Cierre de la Fractura Geometría de la Fractura Objetivos del fracturamiento • Remover el daño cercano al pozo (NWB damage) • Incrementar la producción con el proposito de mejorar el NPV o incrementar reservas. (Una estimulación efectiva puede hacer económico un pozo que era antieconómico y más económico uno que ya era económico). Nota: No todos los pozos son económicamente candidatos para una estimulación. El proceso de selección es importante. Razones para fracturar • Mejorar la Producción (petroleo o gas – 5 a 10 veces) • Extender Vida Productiva (mejorar acumulada final) • Mayor régimen de inyección • Mejor uso de la energía del reservorio • Desarrollar Reservas Adicionales • Mitigar Problemas de produccion de finos • Cambio del régimen de producción para control de agua Razones para fracturar (cont.) • Bypasear un daño en el wellbore. • Incrementar el área efectiva de drenaje (< K) • Conectar sistema de fisuras naturales • Producir reservorios complejos (yacim. Compartiment.) • Dá estabilidad al reservorio (minimiza el draw down). • Incrementar eficiencia de producción (Mejor coneccion pozo/fractura). ¿Cuando fracturar? La pregunta correcta sería, cuando “NO fracturar”, ya que solamente se debe tener cuidado cuando: Se tienen capas de agua o gas próximas. Capas productivas muy depletadas. Formaciones muy cerradas o pequeños espesores. Altas permeabilidades de formación. Formaciones muy sencibles. En estos casos para fracturar hay que evaluar aspectos como el control de crecimiento, uso de modificadores de permeabilidad relativa, fluidos de fractura o aditivos para control de la afectación a formación, etc. En todos los demás casos siempre se tendrán mejoras que generará un retorno que paga la inversión Pozo Vertical Pozo Vertical Fracturado Más rápido retorno de la inversión Pozo Vertical Fracturado Más rápido retorno de la inversión y Mayor acumulada final (fm. Fisurada). Daño de Formación Durante el perido de flujo radial, cualquier obstrucción en el wellbore Afecta fuertemente la producción. Daño de Formación • • • • • Solidos y Fluidos de Perforación Fluidos de Completación Emulsiones Residuos de Gel Cambio de Mojabilidad • • • • • Migración de Finos Deposición de Asfaltenos Incrustaciones Flujo Trifásico Deposición de Líquidos ¿Como eliminar daño?–tratamiento matricial • Disuelve el daño producido por Lodo de perforación, precipitados, etc. • El tratamiento es general. ácido y es bombeado a régimen matricial. • Efectivo para remover daño localizado en el wellbore (distancia radial de pulgadas o pie). ¿Como eliminar daño?–tratamiento matricial Pi Pwf Pwf r = Radio de penetración (ft) v = Vol. Bombeado (gal) h = Altura de la zona a tratar (ft) Ø = Porosidad (fracción) rw rd re ¿Como eliminar daño? – Fractura hidraulica Desde el año 1947 la fractura hidraulica se a transformado en el método primario de estimulacion de pozos gasíferos y petrolíferos. En la actualidad, más del 60% de los pozos perforados son fracturados durante la completación. Utilizando distintos fluidos de transporte se ubica el agente de sosten en la zona de interés, generando un canal de alta conductividad que bypasea el daño y facilita el drenaje de los fluidos del reservorio. Caudal de Producción Esperado ¿Cual es la fractura más conveniente? Dependiendo de la restricción a la producción que se pretenda eliminar será el diseño. En general: • Formaciones de alta permeabilidad: Fracturas cortas y de alta conductividad. Requieren • Formaciones de baja permeabilidad: Requieren una fracturas de mayor longitud, no siendo la conductividad primordial. Flujo en la fractura Flujo en la fractura El radio efectivo ( rw´) puede ser estimado a partir del factor de daño o la Longitud del ala de la fractura, de forma tal que el comportamiento en producción del pozo estimulado se pueda aproximar al flujo radial usando ( rw´) en vez del ( rw). rw´= rw e-s = Lf / 2 rw´= Radio efectivo del wellbore (ft) r = Radio del wellbore (ft) (Pratt) w Lf = Longitud de 1 ala de fractura (ft) s = Factor de daño 1. AST - Advance Stimulation Technology 2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA 3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR 4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN 5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA 6. CONCEPTOS CRÍTICOS - TIP EFFECT - CONVECCION - TORTUOSIDAD 6. FLUIDOS DE FRACTURA 7. AGENTES DE SOSTEN 2. SELECCIÓN DE CANDIDATOS PARA FRACTURAR • Candidatos para la estimulación • Optimizacion de la fractura • Diagrama de flujo para la selección y deseño Seleccion de candidatos para fractura Siempre son buenos candidatos • Pozos dañados • Reservorios de baja permeabilidad ( >0.01 md) A veces son buenos candidatos • Reservorios naturalmente fracturado • Reservorios de alta permeabilidad inconsolidados Nunca son buenos candidatos • No existen Overview Seccion 2 Hydraulic fracturing Highlight 1.1.13 Parámetros necesarios diseñar la fractura • Permeabilidad • Factor de daño • Fluido de reservorio: • Reservas • Presión de reservorio • Espesor mineralizado • Porosidad • Saturación de fluidos • Área de drenaje Condiciones de reservorio optimas para estimulacion matricial • Daño de punzado o en el near-wellbore • Skin >> 0 • Solamente afecta pulgadas o máximo unos pocos pies de formación • La permeabilidad de formación debe ser >> 1 md • No es recomendada para K < 1 md ni para formaciones sin daño s < 0 Condiciones de reservorio optimas para Fracturamiento • Permeabilidad entre 10 > K > 0.01 md (*) • Reservorios con buena presion (no depletados). • Buen espesor de zona con importante volumen de reservas • Buenas barreras para control de crecimiento en altura • Gran radio de drenaje (*) K > 10 puede ser buen candidato si tiene daño profundo o de dificil ataque quimico K < 0.1 puede ser buen candidato si los espesores son importes, buena presion, etc. Condiciones de reservorio que requieren estudio para definir una fractura • Permeabilidades =/> de 10 md • Permeabilidades =/< de 0.01 md • Skin < -3 • Presion de reservorio inferior al 40% de la normal (aprox. 0.2 psi/ft) • Zonas de poco espesor, con limitadas reservas • Zonas lenticulares con antecedentes de arcillas en pozos cercanos • Zonas con barreras débiles para controlar crecimiento vertical. • Zonas próximas a capas de agua o gas de alta permeabilidad Objetivo final del tratamiento de fractura Indicadores económicos analizados • NPV • ROI Job cost reduction Mike Cleary Pasos para la optimizacion del tratamiento Una vez que el candidato a sido seleccionado se procede al diseño de la fractura óptima, para ello se utiliza un simulador e incluye 3 pasos 1. Predecir la perfomance en producción del pozo post tratamiento 2. Valorizar el tratamiento – Costo de la fractura 3. Hacer un análisis económico Objetivo final del tratamiento de fractura Optimización de la fractura Consideraciones a tener en cuenta durante el proceso de optimización • Barreras para el crecimiento de la fractura • Producción de liquido (proporción de agua) • Limpieza de la fractura • Tipo de agente de sosten • Tipo de fluido de fractura • Área de drenaje • Espaciamiento de pozos • Costo de pozo • Instalaciones • etc. Optimización de la fractura Factor de conductividad adimensional FCD = W Kf K Lf W Kf = Conductividad de la fractura (md ft) K = Permeabilidad de la formación (md) Lf = Longitud de ala de fractura (ft) El óptimo FCD para una fractura es de 1.2, corresponde a una geometría que logra conductividad infinita (no hay caída de presión en la fractura), valores mayores de Fcd pueden conducir a tratamientos innecesariamente grandes y por ende menor NPV. Un Fcd entre 1.2 y 10 es el recomendado para generar la máxima productividad sin incurrir en gastos excesivos. Esto es valido pára permeabilidades medias, ya que para permeabilidades muy bajas (0.1 md) la conductividad infinita se logra con minima conductividad de fractura y para permeabilidades altas (100 md) necesitamos una fractura altisimamente conductiva para lograr un Fcd cercano a 1. Optimización de la fractura Ec. De produccion para flujo estable o pseudoestable q = (2khp/)/(ln(re /rw)+sf ) Para máxima produccion el denominador debe ser mínimo gráfico de Cinco Samaniego sf + ln(xf/rw) vs. Fcd Curvas de McGuire – Sikora – se observa que para distinto grado de penetracion de la fractura con respecto al radio de drenaje se tiene incremento del indice de productividad Proceso de selección de candidatos para fractura Succesfull treatment 1. AST - Advance Stimulation Technology 2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA 3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR 4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN 5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA 6. CONCEPTOS CRÍTICOS - TIP EFFECT - CONVECCION - TORTUOSIDAD 6. FLUIDOS DE FRACTURA 7. AGENTES DE SOSTEN 4. ESFUERZOS DE FORMACION • Definición e importancia de los esfuerzos in situ • Orientación de esfuerzo – su determinación • Magnitud del esfuerzo – su determinación • Métodos para determinar esfuerzos • Análisis de los ensayos Todas las rocas en el subsuelo están sometidas a esfuerzos provocados por el peso de la columna Litostática (Overburden) y las fuerzas tectónicas. Los esfuerzos en cualquier punto del subsuelo, son el resultado de estas fuerzas y varían en función de las propiedades de las rocas (litología, porosidad, presión poral, relación de Poisson etc.) y la fábrica de la roca (fracturas naturales, cementación, etc.) Estado de Esfuerzos en el Subsuelo 1 2 Tres Esfuerzos Principales - Dos Horizontales(2, 3) - Uno Vertical (1) 1 > 2 > 3 Los esfuerzos Principales son normalmente de compresión, y varían a través del campo 2 Columna Litostática actuando sobre la zona de interés Esfuerzos tectónicos (externos) que suman a los esfuerzos "in situ". La presión poral soporta algo del peso litostático. El esfuerzo efectivo es la diferencia entre el esfuerzo total y la presión poral. El peso de la columna litostática (overburden) puede estimarse de perfiles (densidad), sin embargo, no hay un método simple para determinar o estimar los esfuerzos tectónicos (externos). Factores que Influyen en el Esfuerzo Importancia del esfuerzo Dirección de Fractura min Pozo Fractura Extensión max Bajo Contraste Vertical Alto Conductividad Esfuerzo Esfuerzo Alto Contraste La fractura se propaga en una dirección perpendicular al mínimo esfuerzo principal (min). El contraste de esfuerzos entre la zona a estimular (productiva) y las zonas que la confinan, es el mecanismo que controla la extensión vertical de la fractura. El esfuerzo mínimo en la zona a estimular (esfuerzo de cierre) influye sobre la presión de tratamiento y afectará también en la conductividad del pack de fractura ya que incidirá en el quebrantamiento y/o empotramiento del sostén. Datos necesarios para determinar la Presion Neta La abrupta caída de presión a los 34 minutos, que corresponde al efecto de la tortuosidad que no ha sido tomada en cuenta. El análisis de la segunda curva puede acarrear grandes errores en el pronóstico de la geometría de la fractura. Lo que puede dar lugar a decisiones incorrectas en el tratamiento tales como ajustes en el caudal de inyección y cambios en el esquema de apuntalante. inyección Para hacer un ajuste (matching) histórico de la Presión Neta y poder determinar la geometría de la fractura, es necesario un conocimiento preciso de la Presión de Cierre de la zona a estimular. Closure Stress Gradient vs fracture Gradient del Métodos para estimar la orientacion del esfuerzo • A partir de estudio de coronas: Basados en que las fisuras que se forman en la extracción de la corona son más numerosas en la dirección del máximo esfuerzo principal. • In situ – durante un tratamiento: Tilmiters y microsísmica infieren la dirección de una fractura en crecimiento por el movimiento de vectores en superficie y eventos microsísmicos durante un tratamiento de fracturación. Métodos para estimar la orientacion del esfuerzo Coronas Un método confiable para determinar el azimut de la fractura inducida es el coronear después de una prueba de Microfrac. En una prueba de Microfrac, a pozo abierto, se inyecta un pequeño volumen de fluido fracturando la formación, la fractura que se extiende radialmente hasta el fondo del pozo. Recuperando una corona orientada permite "ver" la geometría y orientación de la fractura. En el ejemplo se ven claramente fracturas múltiples inducidas durante la prueba. Métodos para estimar la orientacion del esfuerzo A veces, la dirección en las adyacencias del pozo puede ser la misma que lejos del pozo pero esto no siempre es cierto. Los tiltímetros y la microsísmica determinan la propagación de la fractura en la región alejada del pozo. Métodos para estimar la orientacion del esfuerzo - Tiltímetros Por mediciones de la deformación del terreno en superficie mediante tiltímetros, es posible determinar que geometría (orientación) de la fractura. La apertura de la fractura provoca una deformación de la roca. Estas deformaciones (del orden de los nano-radianes) pueden medirse en superficie en la inmediaciones del pozo que esta siendo fracturado. Mediante el análisis de las mediciones de deformación de los tiltímetros es posible determinar la geometría de la fractura que mejor se ajusta al perfil de deformación medido. Métodos para estimar la orientacion del esfuerzo Mapeo de fractura con Microsísmica El mapeo muestra el acimut (dirección), longitud y altura de la fractura hidráulica determinada por la microsísmica inducida durante el fracturamiento. La emisión acústica es provocada por fallas de cizallamiento inducidas por la apertura de la fractura presurizada, presiones porales altas y localizadas, y planos de debilidad en la roca que rodea la fractura. Esta actividad microsísmica se detecta por receptores o sismógrafos de avanzada (acelerómetros o geófonos) instalados en un pozo vecino. Los resultados son graficados para delinear el crecimiento de la fractura y su geometría final. Métodos para estimar la magnitud de los esfuerzo • A partir de estudio de coronas y perfiles: Son métodos indirectos y solo dan valores de esfuerzos en las proximidades del pozo. Los perfiles de onda completa son mediciones acústicas y tienen la ventaja sobre los estudios de corona que generan un perfil vertical metro a metro. Los perfiles de litología tambien pueden usarse para estimar esfuerzos. Estos registros indirectos tienen que ser calibrados con mediciones directas para tener resultados más exactos. • In situ – durante un tratamiento: Son métodos directos, más precisos, pero a menudo más caros. -Microfrac en pozo abierto o entubado -Minifrac -Test de impulso. Métodos para estimar la magnitud de los esfuerzo Los procedimientos más comunes de medición son: Perfiles (indirectos) Sónico de Onda Completa Litología Pruebas de Esfuerzo (directos) Bombeo/Cierre Bombeo/Flow Back Step Rate Reapertura Minifrac/Microfrac (directo) Prueba de Pulso (Pulse Test) Análisis Minifrac Ecuación básica del esfuerzo Ecuación Básica min = Esfuerzo Mínimo, psi = Relación de Poisson (del perfil) ob = Esfuerzo Litostático, psi p = Presión Poral, psi = Constante Poroelástica de Biot En esta ecuación se utiliza la constante de Biot para tomar en cuenta factores tales como la tectónica, porosidad, fracturas naturales etc. Mediante este factor se pretende acercar más los resultados surgidos de los registros electricos con los obtenidos por mediciones directas Elasticidad lineal, base de la ecuación de esfuerzo Las lutitas se deforman lateralmente más que las arenas más rígidas cuando se solicitan a la compresión de la columna litostática. Por el confinamiento, la deformación lateral se traduce en un esfuerzo lateral. Las lutitas tienden a deformarse más que las arenas por lo que son Buenas barreras naturales para el crecimiento en altura de las fracturas. Propiedades de las Rocas obtenida de Perfiles - poisson Los perfiles miden propiedades dinámicas, los modelos de fractura usan propiedades estáticas. Las herramientas de Onda Completa corren en un ambiente líquido. Si el cemento es bueno, puede usarse en pozo entubado. La relación de Poisson () se calcula de las velocidades de Corte y Compresional. Donde: tc = Tiempo de tránsito Compresional, msg/ft ts = Tiempo de transito Cizallamiento, msg/ft Vs = Velocidad de Corte, ft/sg Vc = Velocidad Compresional, ft/sg El perfil usa un método dinámico (carga rápida aplicada sobre la roca). En general, se acepta que las mediciones estáticas (aplicación lenta de la carga sobre la roca) representan mejor las condiciones de fracturamiento. Las mediciones estáticas de la relación de Poisson se hacen en laboratorio, aplicando carga en forma mecánica a una muestra representativa de la roca. Otras propiedades de la roca obtenida de perfiles El Módulo de Young (E) obtenido de perfiles, es típicamente mayor que los E medidos en el laboratorio por un factor de 2. Para estimar otras propiedades mecánicas de las rocas usadas en fracturamiento, se recurre también a ecuaciones elásticas lineales. Usando las velocidades de las ondas compresionales y de corte de un tren de onda completo y combinándola con una medición adecuada de la densidad de la roca, se puede calcular el Modulo de Young (E). La clave es obtener un valor exacto del tiempo de tránsito de la onda de corte en la formación. Perfiles de Esfuerzo obtenido del Sónico de onda completa Típico perfil vertical de esfuerzos, módulo de Young y relación de Poisson determinados de un perfil sónico de onda completa. Obsérvese la gran correlación entre la relación de Poisson y los esfuerzos. Esta tendencia se debe a que el esfuerzo se calcula con la relación de Poisson. Determinación de Esfuerzo - Métodos Directos Normalmente se bombean pequeños volúmenes a bajos caudales Facilitar el Cierre Minimizar el Efecto Poroelástico En Formaciones muy Cerradas, se Desfoga para Reducir el Tiempo de Cierre El análisis de la Reapertura, da el Límite Superior de la Presión de Cierre La Presión de Cierre Obtenida es Solo Representativa de la inmediaciones del Pozo Los Efectos de Reorientación / Presión Poral pueden no ser medidos Prueba Típica - Bombeo / Cierre Se analizan las respuestas de presión y caudal que se obtienen durante la iniciación, propagación y cierre de una pequeña fractura inducida artificialmente. Se deben tomar suficientes puntos en el pozo como para construir un perfil adecuado de esfuerzos por encima, en la zona de interés y por debajo de esta. La inyección empieza en la etapa 1 hasta que se produce la rotura. La inyección continúa por 3 - 5 minutos o hasta la estabilización de la presión. Concluida la inyección, se observa la declinación de presión hasta el cierre de la fractura. Esta prueba se repite (2 a 3 veces) para verificar la repetibilidad. Se observan las presiones de re apertura y se comparan con las presiones de cierre. Pruebas de Esfuerzo - Consideraciones Pruebas en Pozo Abierto Ventajas Fácil de Hacer en Cualquier Punto. No Hay Efecto de Punzados Desventajas Muy Costoso Riesgo(Aprisionamiento) Puede Haber Circulación Alrededor de los Packers Pruebas en Pozo Entubado Barato Efecto de Punzados y/o Tortuosidad Poco Riesgo Aislar Pequeños Intervalos Necesidad de Squeeze En Zonas sin Interés Prueba en Pozo Entubado - Procedimiento 1) Punzar un Pequeño Intervalo (1- 2 m, 4tpp, 60° desfase) 2) Aislar Intervalo Con Packer y Tapón 3) Bajar registrador SRO ó MRO hasta 3 m arriba del Niple Perfil 4) Inyectar Fluido Hasta La Fractura de la Formación Caudal suficiente pata iniciar la fractura (3 100 gal/min) Continuar la Inyección por 1 - 5 minutos Asegurando Fractura Abierta Análisis Minifrac Bombear el Tratamiento Minifrac Hacer el Ajuste (Superposición)Histórico de Presiones Usando Modelos de Fractura "Calibrados" 3Dpara Estimar: Esfuerzos en las Zonas De Interés Coeficiente de Pérdida de Fluido Dimensiones de la Fractura Un Minifrac se efectúa bombeando el mismo fluido y al mismo caudal a ser usados en el tratamiento principal. El volumen de fluido debe ser suficiente como para establecer una fractura (típicamente 3,000 - 5,000 gals). Para determinar la presión de cierre del intervalo punzado se monitorea la declinación de presión, Analizando los datos de la declinación de presión también puede determinarse el Coeficiente de Pérdida de Fluido. Esfuerzos Obtenidos del Minifrac minifrac Pruebas de Esfuerzos - Técnicas de Análisis ISIP (Presión Instantánea de Cierre) - No preferida La ISIP es mayor que la Presión de Cierre Métodos de Ingeniería de Reservorios - Preferida Gráfico Log - Log Raíz Cuadrada de Tiempo Gráficos de Derivadas Análisis de Reapertura de Fractura - Buena para el análisis de pruebas repetidas. Normalmente dan el límite superior Si la fractura se cierra rápidamente la ISIP puede ser representativa del mínimo esfuerzo, caso contrario será demasiado alta. Cuando el filtrado o el exceso de fluido son los mecanismos que determinan el cierre de la fractura, se recurren a métodos de la Ing. de Resevorios. Están basados en las características del comportamiento de la presión asociados con los regímenes de flujo que se saben se producen en el reservorio conteniendo fracturas ya sea con conductividad finita o infinita. Los regímenes de flujo que se aplican en el análisis de la declinación del Minifrac son: almacenaje, flujo lineal, flujo bi -lineal y flujo radial. Cierre de la Fractura Cuando se interrumpe la inyección, la pérdida de fluido hacia la formación es lineal mientras la fractura se mantiene abierta. El flujo lineal se caracteriza por una lineal recta en el gráfico de la declinación de presión versus la raíz cuadrada del tiempo. Un cambio de pendiente ó una desviación de la línea recta indica el cierre de la fractura. Se debe notar que en este método, se asume que la geometría de la fractura no cambia mientras la fractura se cierra. Análisis de la Presión de Cierre Metodología 1. Gráfico log p versus log t p = Psi - p(t) t = t - tsi donde: Psi = Presión al cierre, psi P(t) = Presión función del tiempo, psi tsi = Tiempo al cierre t = Tiempo correspondiente a p(t) 2. Gráfico p(t) versus raíz cuadrada de t. El tiempo cero corresponde al tiempo de cierre El almacenaje en el pozo puede influir en los datos de declinación, aún usando una herramienta con cierre en el fondo. El almacenaje se caracteriza por una recta de pendiente unitaria en el gráfico log-log de cambio de presión (p) vs. el tiempo de cierre (t). El flujo lineal aunque distorsionado en los tiempos tempranos, puede identificarse como una recta de pendiente 1/2 en el gráfico log-log. 1 - Análisis de la Presión de Cierre Metodología 1. Gráfico log p versus log t p = Psi - p(t) t = t - tsi donde: Psi = Presión al cierre, psi P(t) = Presión función del tiempo, psi tsi = Tiempo al cierre t se = Tiempo correspondiente p(t)La distorsión por el efecto del Los datos, p vs. t, gráfica en una escala log a-log. almacenaje se identifica por la pendiente unitaria. Para determinar la presión de cierre se 2. Gráfico p(t) versus raíz cuadrada de t. El usa el fin del flujo lineal (pendiente 1/2). Normalmente la pendiente y 1/2 no son siempre claramente visibles, en tiempounitaria cero corresponde al tiempo de cierre consecuencia como ayuda en la determinación, se usa la técnica de la derivada para identificar pendientes constantes. Una derivada plana es indicativa de una línea recta. Psi = Presión al cierre, psi P(t) = Presión función del tiempo, psi tsi = Tiempo al cierre t = Tiempo correspondiente a p(t) 2. Análisis de la Presión de Cierre 2. Gráfico p(t) versus raíz cuadrada de t. El tiempo cero corresponde al tiempo de cierre En el gráfico, los datos entre 0 y 1.5 sqrt(min) esta distorsionado por el almacenaje tal como lo indica el incremento de la derivada. De 1.5 a 3 sqrt(min) ( entre 0.8 y 0.6 psi/pie) la derivada es plana. El punto donde los datos se desvían de la línea recta, se interpreta como el cierre de la fractura, en esta caso 0.6 psi/pie. Graficar la presión en superficie versus la raíz cuadrada del tiempo de cierre. Identificar el cierre de la fractura en el punto de cambio de pendiente en el gráfico p vs. t; El tiempo de cierre debe corresponderse con el tiempo de cierre del log -log. Calcular la derivada de BHP vs. t. La derivada debe ser constante durante el período del flujo lineal; una desviación es indicación del cierre. Prueba de Step Rate Aplicable en Formaciones de Alta Permeabilidad Pozos Inyectores Pozos Sumideros Determinación de la Presión de Fractura de la Roca La Presión Debe Estabilizarse en Cada Escalón El Step Rate Test se inicia a un caudal bajo aumentándolo paulatinamente. La presión inicial deberá ser menor que la presión de fractura anticipada (inyección matricial). Los datos se grafican (caudal vs. presión de inyección estabilizada) observando un claro cambio de pendiente cuando la inyección pasa de matricial a la fractura. Perfil Calibrado con Pruebas de Esfuerzo Si los perfiles son correctamente calibrados con datos de mediciones directas, se pueden obtener valores razonablemente buenos del registro de esfuerzos en una sección vertical. Perfil Calibrado con Pruebas de Esfuerzo Perfil de esfuerzo "crudo" sin calibrar (rojo) y el calibrado (verde). El corrimiento de corrección no es lineal, indicando que la corrección es función de la litología. Una vez que el perfil, ya sea sónico ó litológico ha sido corregido, este puede ser usado en otros pozos del área. Sumario de los Perfiles de Esfuerzo Los Métodos Más Exactos son Normalmente Los Más Costosos El Costo/Beneficio Debe Ser Evaluado en Forma Individual Para Determinar el Método Más Efectivo Los programas de Pruebas de Esfuerzo deben ser incluidos en los programas de perforación. Como Mínimo, Deben Hacerse Pequeños Minifracs y Estimar Esfuerzos de los Perfiles Litológicos. Las Determinaciones Deben Hacerse en Todos los Pozos. Se puede tener un perfil de stress muy cercano al real mediante la combinación de mediciones directas y mediciones indirectas de perfiles y/o coronas. El objetivo final sería tener una correlación creíble entre esfuerzos y registros eléctricos para una zona determinada. 1. AST - Advance Stimulation Technology 2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA 3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR 4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN 5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA 6. CONCEPTOS CRÍTICOS - TIP EFFECT - CONVECCION - TORTUOSIDAD 6. FLUIDOS DE FRACTURA 7. AGENTES DE SOSTEN 5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA • Modelado de fracturas • Fuente de datos • Análisis prefractura (PTA) Pelicula Overview Modelado de Fracturas 3-D Pronostica la Geometría de la Fractura, Ubicación del Apuntalante, y Perfomance del Tratamiento. Optimización del Tratamiento de Fracturación Análisis en Tiempo Real Evaluación Post - Fractura Combina y Acopla las Ecuaciones de la Mecánica de Rocas, la Mecánica de Fluidos y el Transporte del Apuntalante Los modelos bi-dimensionales han sido extensivamente utilizados en la industria para pronosticar la geometría de la fractura. Los modelos tridimensionales 3-D, fueron introducidos en la década del 80 para mejorar la calidad del pronóstico. Resultados de los Modelos 3-D Geometría de la Fractura Altura Ancho Longitud Longitud Empaquetada Ubicación del Apuntalante Conductividad de la Fractura Optimización del Tratamiento Ajuste Histórico de Presiones Análisis en Tiempo Real Con un mejor pronóstico de la geometría de la fractura, mejor será el pronóstico de la ubicación del apuntalante y el comportamiento post - fractura del pozo. Usando un modelo de fractura 3-D en tiempo real permite optimizar el tratamiento usando propiedades medidas de la formación. Haciendo un ajuste (matching) histórico de las presiones de tratamiento, se calibra el modelo a los datos reales del reservorio. Datos de Entrada para Los Modelos de Fractura en general Propiedades del Reservorio Permeabilidad, Porosidad, Saturación de Gas, etc. Propiedades del Fluido de Fractura Propiedades de Filtrado, Reología, etc. Datos del Apuntalante Resistencia, Conductividad, Empotramiento etc. Propiedades Mecánicas Esfuerzo, Módulo de Young, Poisson, Toughness, etc. Datos de Terminación del Pozo Profundidad, Tubulares, Punzados, etc. Datos Adicionales Para un Modelo 3-D Propiedades del Reservorio Para Cada Capa Permeabilidad, Porosidad, Presión, etc. Propiedades Mecánicas Para Cada Capa Esfuerzos, Módulo de Young, Poisson, etc. Los datos que se requieren para correr un modelo 3-D son los mismos que los requeridos para un modelo 2-D excepto que se requiere también información de las capas que confinan a la zona de interés. La clave para el éxito en el uso de un modelo de propagación 3-D es cuantificar exactamente las variaciones en el flujo del fluido y las propiedades mecánicas de las rocas en las diferentes formaciones que serán afectadas por el tratamiento - zonas de interés, zonas sin interés, barreras, etc. Datos Adicionales Necesarios Para la Optimización Pronósticos de Producción Permeabilidad, Area de Drenaje, Eficiencia de la Terminación (skin), etc. Información Económica Precios del Gas, Tasa de Descuento, Costos del Tratamiento, etc. Un tratamiento de fracturación no puede ser diseñado sin evaluar el costo a incurrir en la ejecución del tratamiento y el incremento de producción resultante. Para justificar el gasto, un incremento de producción substancial debe ser la resultante de un tratamiento de fracturación. Parámetros Medidos o Estimados Esfuerzo In Situ Modulo E de la Formación Presión del Reservorio Porosidad de la Formación Permeabilidad de la Formación Compresibilidad (Fluido y Formación) Espesor de la Zona de Interés Características de Pérdida de Fluido Parámetros Controlables Estilo de la Completación del Pozo Viscosidad del Fluido de Fractura Densidad del Fluido de Fractura Aditivos de Pérdida de Fluido Volumen de Colchón Volumen de Tratamiento Caudal de Inyección Concentración del Apuntalante Fuentes de Información Dato Permeabilidad Esfuerzo In Situ Espesores Terminación Fluido de Fractura Apuntalantes Porosidad Presión Reservorio Módulo E Compresibilidad Poisson Profundidad Temperatura Frac. Thoughness Saturación Agua Espesor Bruta Litología Unidad Fuente md Coronas, Ensayos psi Perfiles, Mediciones pies Perfiles, Coronas Archivos, Prognosis Compañía de Servicio Compañía de Servicio % psi psi psi pies °F psi.in % pies Coronas, Perfiles Ensayos, Archivos Coronas, Perfiles Coronas, Perfiles Corona, Perfiles Perfiles, Archivos Perfiles, Ensayos Coronas, Correlaciones Perfiles, Coronas Perfiles, Coronas Coronas, Perfiles, Geólogo Datos del Reservorio - Permeabilidad La permeabilidad de la formación es Uno de Los Parámetros Más Importantes. Aún Así, a Menudo no es Medida Controla el Caudal de Flujo de Gas y la Producción Acumulada Longitud de Fractura Optima Optimo Apuntalante Controla la Pérdida de Fluido y la Limpieza de la Fractura La Permeabilidad Puede Ser Sensible a la Caída de Presión (Drawdown) Métodos Para Estimar la Permeabilidad Método Calidad Costo del Dato Análisis Transiente de Presión (PTA) Análisis Datos de Producción (PDA)* Coronas Perfiles Correlaciones** Otros * Dependiendo de la disponibilidad de información, puede ser el método más barato ** De buena calidad si están calibrados con otros métodos En general, el PTA y el PDA, son los más adecuados para la determinación de permeabilidad debido a que son métodos directos. La K medida en coronas son mediciones puntuales y en una escala pequeña y generalmente no son hechas en condiciones de reservorio. Los resultados deben ser solamente usados en un contexto relativo. Los perfiles a menudo no son efectivos en la estimación de la permeabilidad en reservorios cerrados a no ser que estén calibrados con métodos de PTA y/o coronas. Permeabilidad de Datos de Producción Punzando y produciendo (ensayo) un pozo es a menudo una manera efectiva en la determinación de la permeabilidad. Se pueden usar modelos de Producción para ajustar (match) la producción y de ese ajuste determinar la permeabilidad y el factor skin. Una comparación de la producción pre y post fractura es también útil en la determinación del beneficio logrado por el tratamiento. Datos del Reservorio - Presión del Reservorio Necesaria para Estimar las Reservas de Gas y la Producción de Gas Necesaria Para la Determinación de Esfuerzos Afecta en la Limpieza de la Fractura, Selección del Apuntalante, y Selección del Fluido de Fractura. Depleción Parcial Posible en Campos Viejos Importante en Refracturación Puede Afectar la Geometría de la Fractura La presión de reservorio es importante para la evaluación del reservorio y la predicción de la geometría de fractura Datos del Reservorio - Espesor Neto y Bruto Estimado Normalmente de Perfiles Espesor Bruto Importante en el Perfil de Esfuerzos Espesor Neto Importante en la Pérdida de Fluido De Perfiles También se Estima la Porosidad y la Saturación de Gas Puede ser Necesario Calibrar Los Perfiles con Datos de Coronas Propiedades del Fluido Datos Obtenidos de Las Cías. de Servicio Datos Reológicos Para la Determinación de la Viscosidad n' = Indice de Comportamiento de Flujo k' = Indice de Consistencia, lb segn'/pie2 o = Yield Point (Espumas) = Cizallamiento, seg-1 = Esfuerzo de Corte, lb/pie2 = o + k'n' (o = 0 para líquidos) Datos de Pérdida de Fluido Coeficiente de Pérdida de Fluido, Cw Pérdida Instantánea Datos de Fricción Los parámetros n' y k' se usan para calcular la viscosidad del fluido en la fractura, n' y k' son función del tipo de fluido (espuma, reticulado, lineal etc.) y de la temperatura. Los coeficientes de perdida de fluido e instantánea, son medidas en laboratorio, son función del tipo de fluido, propiedades de la roca y la presión diferencial aplicada. Cw se usa en combinación con Cv (control de viscosidad) y Cc (control de compresibilidad) para determinar el coeficiente total o efectivo Ct. Sin embargo, la mejor forma de determinar el coeficiente efectivo Ct es mediante Medición de Coeficiente Cw El coeficiente Cw se mide en laboratorio sobre muestras de testigo corona. Se aplica una presión diferencial sobre la muestra usando el fluido de fractura. El volumen de filtrado acumulado se grafica versus la raíz cuadrada del tiempo. Después de un período corto de tiempo asociado con la formación de la película de revoque, se establece una tendencia lineal con una pendiente proporcional a Cw y el área de la muestra. Pérdida Total, Función de Cw,Cv y Cc Cw = Coeficiente de Pared Función del fluido, carga de polímero y Permeabilidad de la formación Cv = Coeficiente Control por Viscosidad Función de la viscosidad del fluido de fractura y la permeabilidad Importante en pozos de gas Cc = Coeficiente Control por Compresibilidad Función de la compresibilidad Importante en pozos petroleros 1/Ct = 1/Cc + 1/Cv + 1/Cw Si se efectúa un Minifrac, Ct se puede medir directamente. Este valor medido se puede usar directamente en el modelo del simulador Datos de Fricción Cada compañía de servicio publica los datos de fricción de sus fluidos para distintos caudales y tamaño de tuberia. En los simuladores, esta información esta condensada y disponible en un banco de datos. Propiedades de los Agentes de sosten Conductividad, la Propiedad más Importante Conductividad, Función de: Resistencia del Apuntalante Presión del Apuntalante Tipo de Apuntalante Concentración de Apuntalante Densidad del Apuntalante Importante en la Convección y Sedimentación del Apuntalante La función primaria del agente de sosten es la de mantener la fractura abierta una vez que ha cesado el bombeo y se ha recuperado el fluido - creando un canal altamente conductivo para que el fluido del reservorio drene hacia el pozo. Hay varios factores críticos que influyen en la conductividad de la fractura tales como: la presión de confinamiento, la resistencia y tipo del apuntalante y su concentración en la fractura. La densidad del apuntalante juega un papel importante en el proceso de convección y sedimentación del apuntalante en la fractura. Conductividad de la Fractura La conductividad esta influenciada por la presión de confinamiento. En consecuencia, la conductividad a la presión de confinamiento anticipada, debe conocerse para cada situación. Esto es extremadamente importante en casos de pozos profundos. Esfuerzos In Situ Mediciones Directas Mediciones de Esfuerzo “In Situ” Mediciones Indirectas Perfiles (Sónicos, Litología…) Mediciones Dinámicas Deben calibrarse Coronas Mediciones Estáticas Deben ser Calibradas Determinación del Módulo de Young Datos de Corona (preferida) Mediciones Estáticas Más Adecuado al Fracturamiento Hidráulico Se mide Mecánicamente Curvas Esfuerzo vs. Deformación Datos de Perfiles (Sónicos) Medición Dinámica Normalmente, Mayor que los Medidos sobre Coronas Los datos determinados de perfiles, pueden calibrase con los obtenidos de las coronas. Existen también banco de datos de donde se pueden obtener valores típicos de la relación de Poisson y el Módulo de Young. Relación de Poisson y Módulo de Young Para varios tipos de rocas Tipo de Roca Relación de Poisson Mód.de Young (106psi) Arena Gasífera 0.10 – 0.25 1–8 Arenisca 0.25 – 0.30 5 – 10 Siltstone 0.20 – 0.30 4–8 Caliza 0.30 – 0.35 6 – 13 Lutita 0,28 – 0.43 1–6 Granito 0.15 – 0.20 10 Carbón 0.35 – 0.45 0.1 - 1 Módulo de Young Condiciones de Carga Axial (Simplificación 2-D) Esfuerzo = Esfuerzo - Presión Poral Confinamiento In Situ (Constante) Esfuerzo Deformación En este cuadro se muestra esquemáticamente, como se mide el Módulo de Young en el laboratorio. Una muestra de la roca es sometida a una presión de confinamiento. Luego se aumenta el esfuerzo (Stress) en una dirección y se mide la deformación (strain) resultante. Módulo de Young Alto y Bajo Módulo Alto Esfuerzo Módulo Bajo Deformación Es la pendiente de la curva esfuerzo versus deformación. Una rocas con alto módulo de Young presenta una pendiente más empinada ( se deforman menos para la misma magnitud de esfuerzo) que una roca de menor módulo. La relación entre esfuerzo versus deformación no siempre es lineal y a menudo exhiben un comportamiento no – lineal y no pueden describirse por el simple módulo de Young. Esto es importante en el concepto de dilatancia. Módulo de Young de Perfiles El Módulo de Young puede estimarse del tiempo de tránsito compresional que se obtiene de un perfil sónico convencional, usando curvas para diferentes litologías. Sin embargo, el Modulo de Young así determinado, debe usarse con precaución. Módulo de Young Estático vs. Dinámico El módulo de Young determinado de perfiles es normalmente, mayor que el determinado sobre coronas. Los datos obtenidos de perfiles deberían ser corregidos antes de ser usados en el diseño y aplicación en modelos de fracturas. Como se ve la relación entre el Young dinamico y estático es de 2 a 1. Relación de Poisson Condiciones de Carga Axial Esfuerzo = Esfuerzo - Presión Poral Confinamiento In Situ (Constante) Esfuerzo Deformación Lateral Esfuerzo Deformación Longitudinal Se obtiene de ensayo de laboratorio igual que el modulo de Young y es la relacion entre la deformacion transversal y longitudinal a la carga aplicada (es adimensional). Fracturabilidad (toughness) de la Roca Fracturabilidad Toughness Kic (psi-in) Fuente Arenisca Cozzete 1,430 No publicada Arenisca Mesaverde 1,230 No publicada Lutitas Mancos 1,300 No publicada Caliza de Indiana 845 Schmidt Granito Westerly 2,365 Schmidt y Lutz Lutita Devoniana 750 – 1,200 Jones y otros Lutita Green River 730 – 1,000 Costin Arenisca Benson 1,440 – 1580 Brechtel y otros Lutita Benson 530 Brechtel y otros La Fracturabilidad o Toughness ( Kic) de una roca esta relacionada con la cantidad de energía necesaria para propagar una fractura en un tipo particular de roca. Generalmente, no es una propiedad importante en la geometría excepto para fracturas pequeñas de pequeño radio. Datos Basados en la Litología Cuando no se dispone de información a menudo se recurren a las bases de datos basados en litología Perfiles de Esfuerzos y Permeabilidad Para usar modelos 3-D, se tienen que desarrollar perfiles verticales de permeabilidad, propiedades y esfuerzos. La asignación de propiedades a las diferentes capas en el pozo es un paso crítico en el desarrollo de datos para la aplicación del modelo. Si las propiedades son medidas ó estimadas adecuadamente los datos serán útiles. Perfil de Propiedades Mecánicas 1. AST - Advance Stimulation Technology 2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA 3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR 4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN 5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA 6. CONCEPTOS CRÍTICOS - TIP EFFECT - CONVECCION - TORTUOSIDAD 6. FLUIDOS DE FRACTURA 7. AGENTES DE SOSTEN 6. CONCEPTOS CRITICOS • Problemas de fractura simplificados • Iniciación y propagación de fractura • Efecto de esfuerzos • Modelado de fractura • Ajuste de fractura (match) • Efecto de punta (tip effects) • Fracturas múltiples • Crecimiento de fracturas en alto • Efecto de conveccion durante la fractura • Tortuosidad en el NWB Pelicula Overview Deformación Provocada por Carga Compresiva Uniaxial Asumiendo Elasticidad Lineal = Esfuerzo = F/A = Deformación Unitaria = /L E = Módulo de Young = / = Deflección = L//E C = Compliance = L/E = Relación de Poisson = r/ r = Deformación Radial Cuando sobre un cuerpo se aplica una fuerza este se deforma, siendo esta directamente proporcional a la longitud L y el esfuerzo aplicado e inversamente proporcional a la rigidez del cuerpo (Módulo de Young). La Relación de Poisson es la deformación unitaria en el sentido sin carga, dividido la deformación unitaria en el sentido del esfuerzo. Esta relación varía en el rango de -1 y 0.5 . Para una roca es usualmente alrededor de 0.25. La Compliance C denota la cantidad de deformación producida por unidad de carga aplicada. Un valor grande de Compliance, indica una relativamente gran deformación para una determinada carga. La Compliance incluye el efecto de la geometría del cuerpo. Propiedades Mecánicas Típicas de las Rocas Tipo de Roca Arenisca Lutita (Shale) Caliza E (psi e6) 1 - 6 1 - 6 ~ 0.20 ~ 0.25 1 - 6 ~ 0.30 Granito 10 ~ 0.30 Carbón 0.1 - 1 ~ 0.40 0.05 - 0.4 ~ 0.20 Diatomita Viscosidad del Fluido La viscosidad aparente de un fluido es igual a la pendiente de la curvas del gráfico esfuerzo de corte vs. Velocidad de corte. La mayoría de los fluidos usados en fracturación son del tipo de ley de potencia. En estos fluidos, la viscosidad (pendiente de la tangente a la curva) disminuye con incremento de la velocidad de corte, es decir se afinan. El índice de n' para un fluido que sigue la ley exponencial es siempre menor que 1. Perfil de Flujo depende de la Reologia del Fluido La viscosidad efectiva depende de la reología del fluido. Un fluido Newtoniano tiene un perfil parabólico cuando fluye entre placas paralelas. Analogía: el agua en un río fluye más rápido en el medio y más lento en las orillas. Los fluidos No Newtonianos muestran un perfil de flujo tapón. El gradiente es bajo en una buena porción del perfil dando una mayor viscosidad efectiva en el canal Iniciación de la Fractura Determina la Geometría en las Inmediaciones del Pozo y la Tortuosidad Facilidad de Iniciar la Fractura En Presencia de Fracturas Naturales La Fractura se Inicia a Presiones más Bajas Cuanto Mayor es la Presión Poral - Se consigue Inyectando a Bajos Caudales Antes de la Iniciación La Iniciación es más Fácil Cuando Existe un Gran Contraste Entre los Esfuerzos Mínimo Máximo Perpendiculares al Pozo La geometría de la fractura cerca del pozo, generalmente se crea en los primeros segundos del tratamiento. El "toughness" de la fractura es importante en la iniciación de la fractura pero tiene poca influencia durante la propagación. La presión de "ruptura" es considerada como la máxima durante la inyección. Importancia de la Toughness en la Iniciación de la Fractura Dada: Fracture Toughness de la roca de 1000 1/2 psi/in Radio Inicial de la Fractura, 1 pulgada Asumiendo: Presión Neta Uniforme en la Fractura (Despreciando Concentración de Tensiones* en el pozo) Calcular: Presión Neta Requerida P en la Fractura Para propagarla Solución: p = Kic/a = 1000/ = 565 psi Pozo Fractura pequeña La Fracture Toughness juega un rol importante durante la iniciación de la fractura. Para una fractura de longitud inicial de 1 pulgada, más de 500 psi son necesarias para extender la fractura. a = Distancia radial * Concentración de tensiones = Esfuerzos provocados por el pozo Toughness, Irrelevante en la Propagación de la Fractura Dada: Fracture Toughness de la roca de 1000 1/2 psi/in Radio Inicial de la Fractura, 100 pies Asumiendo: Presión Neta Uniforme en la Fractura (Despreciando Concentración de Tensiones* en el pozo) Calcular: Presión Neta Requerida p en la Fractura Para propagarla Solución: p = Kic/a = 1000/1200 = 16 psi Pozo Fractura Larga La Fracture Toughness, no juega un papel dominante durante la propagación de la fractura ya que la presión neta está en el orden de varios cientos de psi y no de 16 como se muestra en el ejemplo. La razón para esta diferencia es el asumir que la presión en la fractura es uniforme. La presión neta cerca del tip de la fractura es negativa debido a la falta de fluido (wet tip). En estas condiciones para conseguir la propagación de la fractura, la presión neta en el resto de la fractura tiene que ser bastante alta ( del orden de las presiones netas que se miden en el campo). Perfil de la Presión de Cierre min La Presión de Cierre min Determina La Presión Mínima Para Abrir la Fractura Generalmente la Presión de Cierre Aumenta con la Profundidad Depende de la Litología (Mayor en Lutitas que en Arenas) (Arena) (Lutita) Representa solamente el componente Del Esfuerzo Principal Mínimo en la vecindad del pozo La extensión o crecimiento de la fractura esta controlado principalmente por el "Esfuerzo de Cierre de la Fractura", que es el esfuerzo que necesita ser superado para abrir la fractura. El esfuerzo de cierre puede ser diferente en las diferentes capas del pozo, permitiendo que la fractura se propague a través de ellas ó a veces, confinándola en su crecimiento vertical. El esfuerzo también afecta la orientación de la fractura. Plano Preferido de Fractura Se refiere como Plano de Fractura Preferido al plano en el cual se propaga la fractura lejos del pozo. La orientación de este plano esta determinada por la orientación del mínimo esfuerzo y es independiente de la orientación del pozo. Plano de Fractura No Alineado con la Orientación del Pozo Cuando el pozo no esta perfectamente alineado con el plano preferencial de la fractura, se puede favorecer el crecimiento de fracturas múltiples y pueden presentarse problemas de tortuosidad Mecanismo de Reorientación de una Fractura Esfuerzo Horizontal Máximo Esfuerzo Mínimo Horizontal Fractura Original Esfuerzo Horizontal Mínimo Esfuerzo Máximo Horizontal Re - Fractura Como resultado de la producción del pozo, la distribución de la presión poral dentro del reservorio puede causar un cambio en la orientación del mínimo esfuerzo. Luego, la refractura puede crecer orientándose en un plano diferente al de la fractura original. Esfuerzo Efectivo Esfuerzo Total ( total ) Esfuerzo Efectivo sobre Granos Presión Poral efec efectivo = total - pporal El esfuerzo efectivo es la carga que esta siendo soportado por la matriz de la roca. Es también el esfuerzo que debe soportar el agente de sostén. Variación en la Presión Poral Cambia las Dimensiones de la fractura En el cuadro se ve el perfil de esfuerzos para una secuencia de arenas y lutitas. Se efectuó una fractura durante la terminación del pozo (izquierda). La fractura creada cubre las dos arenas superiores. Durante la producción la arena del intervalo punzado (de mayor permeabilidad y mejor conductividad) es la más depletada. Esto resulta en una menor presión de cierre del intervalo depletado. En un tratamiento de re fracturación, la fractura quedara más confinada en el intervalo depletado. Objetivos del Modelado del Crecimiento de la Fractura El fracturamiento hidráulico es un proceso complejo afectado por muchos parámetros variables o desconocidos. El proceso se complica aun más si recordamos que este se produce a varios cientos o miles de metros abajo en el subsuelo. Para ayudarnos a entender el proceso físico se utilizan modelos matemáticos del proceso. Estos modelos se usan para: •Predecir la respuesta durante un tratamiento de fracturación •Optimizar el proceso para maximizar la producción y minimizar el costo. •Controlar hacia donde la fractura crece •Profundidad de penetración en una zona específica •Evitar la producción de zonas vecinas desfavorables Ajuste de Presiones (Match) Presión Neta Presión Neta Observada Presión Neta Simulada q Tiempo Presión Neta Observada Presión Neta Presión Neta Simulada Tiempo La Presión Neta es la variable individual más importante en el análisis de presión de una fractura. La Presión Neta está directamente relacionada a la longitud, al ancho y a la altura de la fractura. En el ajuste histórico de presiones, la presión neta observada es ajustada con la presión neta pronosticada por el modelo. El ajuste en consecuencia da una forma de determinar aproximadamente las dimensiones de la fractura. Análisis de los Datos Reales de un Tratamiento de Fractura Usando Presión Neta Pronosticada Pnet Observada Pnet Simulada q Tiempo Usando Presión Neta Observada Pnet Obs. Ajustada Con Pnet simulada q Tiempo Para determinar la geometría de la fractura más aproximada a la realidad, la presión neta debe ser bien definida. Si hay una gran discrepancia (figura superior) entre la presión neta observada y la presión neta del modelo, la predicción de las dimensiones de la fractura no será nada exacta.. Ajuste de las Presiones Netas Parámetros de Inyección en Superficie Presión, Caudal, Concentración del Sostén Pnet Observada Pnet ob = Pw + Ph - Pf(total) - Pc Pf(total) = Pf + Ppf + PNWF Pnet Simulada Pnet( modelo)= f ( Caudal, presión de cierre, permeabilidad, propiedades mecánicas concentración, etc) Pnet. = Psup. + Phid. – Pfriccion total (tubing + punz.+ NWB friccion) – P Cierre. En caso de tener sensor en fondo o cañería muerta se usa ese valor que es más preciso, igual se debe considerar la friccion en el NWB y los punzados, calculados a partir de un Step Down test. La Presión Neta simulada (Pnet. modelo) es calculada en el modelo sobre la base de las propiedades mecánicas de las rocas, esfuerzos caudal, permeabilidad etc. Cálculo de la Presión Neta desde la Presión de Superficie Pfondo = Pboca + Phidrostática - Pfricción pozo n Pf = Kw q Pneta = Pfondo - Pcierre - Ppzdos/NWF Ppzdos/NWF = Ppzdos + PNWF donde: 2 1/2 = Kpq + Kn q K = constante q = caudal Durante un tratamiento de fractura, estamos interesados en la determinación de la presión neta en el interior de la fractura, por que esta presión esta directamente relacionada con las dimensiones de la fractura. Para llegar a esto, se tienen que restar varias componentes de presión, cada una de ellas con una relación diferente con el caudal. Un valor promedio para el exponente en la relación entre la fricción en el pozo y el caudal en régimen turbulento esta entre 1.5 y 2.0. Para flujo laminar el exponente n es generalmente menor de 1 (para fluidos sensibles al corte como son los normalmente usados en fracturación). Fricción en el Pozo En el cuadro se muestra una correlación gráfica de la fricción en los tubulares versus el caudal. En este tipo de correlaciones simplificadas, se asume que el comportamiento del fluido sigue la ley exponencial tanto en flujo laminar como en flujo turbulento. Para flujo laminar el exponente n es generalmente menor que 1, mientras que para régimen turbulento, el valor de n esta entre 1.2 y 1.8. La transición entre estos dos regímenes depende de la reología del fluido y es muy sensible al diámetro. El caudal crítico de transición es proporcional al cubo del diámetro interno del conducto. Fricción en Punzados es Función del Caudal al Cuadrado Q Pperf = 0.2369 2 2 CNperfD Donde: = Densidad (lb/ga) Q = Caudal (bpm) Nperf = Número de Perforaciones D = Diámetro de la Perforación C = Coeficiente de Descarga Fricción en las Inmediaciones del Pozo (NWF) La NWF varía aproximadamente con la raíz cuadrada del caudal. Flujo del Fluido a Través de una Apertura Presión Dependiente y Estrecha en las Inmediaciones del Pozo n La Caída de Presión es Proporcional a Q con Valores de n entre 1/4 a 1 Valor Típico n = 1/2 Efectos del Extremo (tip) en el Crecimiento de la Fractura Comportamiento Elástico de la Roca Fracturas Largas y angostas Dilatancia (Comportamiento No Elástico de la Roca) Fracturas Cortas y Anchas Las presiones netas de fractura son muy superiores a las esperadas basadas en un comportamiento lineal elástico de la roca. Cuando se considera un comportamiento No Lineal elástico, la propagación de la fractura en el extremo (tip) es más difícil, resultando en una fractura más corta y más ancha. Que son los Efectos de Extremo (Tip Effects)? Comportamiento No Lineal de la Roca Bajo Grandes Esfuerzos Diferenciales de Compresión (Dilatancia) Una Roca Puede "Hincharse" a Grandes Esfuerzos de Confinamiento en Dos Direcciones y sin Confinamiento en la otra Dirección Ancho de la Fractura Cerca del Extremo (Tip) de la Fractura más Pequeño que el Esperado Creación de una "Zona De Proceso" en el Extremo de la Fractura Que es Dilatancia? Dilatancia: Expansión de la Roca a Grandes Esfuerzos Diferenciales Debido a los grandes esfuerzos diferenciales presentes en el extremo de la fractura (tip), el volumen de la roca puede aumentar con el incremento de esfuerzos de compresión no confinados. Esto causa un efecto de rebote en el tip de la fractura. En estas condiciones, es más difícil propagar la fractura que en condiciones de elasticidad lineal. Dilatancy Dilatancia Para Grandes Esfuerzos Diferenciales Cerca del Extremo (Tip) de la Fractura Presión en la c Fractura Pp Distancia Perfil del Ancho de la Fractura min min- min int max int- min max - min En el extremo (Tip), el estado de esfuerzos original se modifica, la relación de los esfuerzos principales efectivos (esfuerzos diferenciales) en la vecindad del Tip tiende a infinito a medida que min tiende a cero por no haber fluido. Bajo de estas condiciones de carga, la roca tiende a dilatarse restringiendo la apertura de la fractura en el Tip. Dilatancia Para Grandes Esfuerzos Diferenciales Cerca del Extremo (Tip) de la Fractura En condiciones promedio de campo, los esfuerzos principales máximo e intermedio pueden ser del orden de 4000 a 5000 psi, mientras que el esfuerzo principal mínimo se hace cero en la cara abierta de la fractura. Para el cuerpo principal de la fractura, la dilatación de la roca podrá reducir el ancho (de 0.5 a 0.45 pulgadas) lo cual no tiene un impacto dramático en las pérdidas de carga en la fractura. Sin embargo, la misma restricción de 0.05" debido a la dilatancia, puede tener un efecto dramático en una fractura de 0.06" existente en la proximidad del tip. Esta reducción de ancho de 0.06" a 0.01", provoca una caída de presión más pronunciada en las cercanías del extremo (tip) de la fractura. Dilatancia Para Grandes Esfuerzos Diferenciales Cerca del Extremo (Tip) de la Fractura La concentración de stress en el tip puede causar la falla de la roca, Fisuras que liberan tensiones incrementando el toughness. Para el control de crecimiento en altura se suelen bombear previo a la Fractura agentes que decantan para que cubran el tip y eviten la Propagacion de la fractura hacia abajo (barreras artificiales) Consecuencia de los Efectos de Extremo (Tip Effects) Modelo Elástico No - Lineal Pnet Modelo Elástico Lineal Lf Modelo Elástico No - Lineal Wfrac Modelo Elástico Lineal Lf La Dilatancia resulta en: - Presiones netas más altas - Fracturas mas anchas (aunque en el extremo (tip) el ancho es más pequeño). - Menor pérdida de carga en el cuerpo de la fractura y en consecuencia, menos sensibilidad a la reología del fluido debido al mayor ancho de la fractura. Cuando la fractura se reduce en ancho cerca del extremo (tip) de la fractura a la mitad de su tamaño original debido a la dilatancia, la presión necesaria para mantener esta parte de la fractura abierta se hace 8 veces mayor. Consecuencias de los Efectos de Extremo (Tip) Mayores Presiones Netas Menor Crecimiento en Altura - Confinamiento Fracturas Más Anchas Y como Resultado de Todo Esto Convección del Sostén Más Importante La presión Neta y el Ancho en el Cuerpo Principal de la Fractura son Menos Sensibles a la Reología de la Fractura En Muchos Casos, se Requiere Volúmenes de Colchón más Pequeños Fracturas Hidráulica Múltiples Al contrario de lo que se pensaba tiempo atrás, generalmente no hay una sola y simple fractura que se propaga del pozo hacia la formación, sino que existen fracturas múltiples que se propagan simultáneamente. Que Son Fracturas Múltiples ? Dos posibles formas de propagación de fracturas múltiples: • Fracturas que crecen mas o menos independientes una de otra en diferentes partes a lo largo del pozo; • Fracturas que crecen paralelamente unas con otras y compiten por ocupar espacio abierto (ancho) En un ambiente de esfuerzos/microfisuras, es posible esperar la generación de fracturas múltiples paralelas. La propagación de fracturas múltiples independientes es más probable cuando se fracturan punzados múltiples, y/o cuando la separación lateral entre fracturas es grande comparado con la altura; por ejemplo, el caso de pozos desviados. La presencia de fracturas naturales puede llevar a la generación de sistemas de fracturas hidráulicas más complejas, especialmente cuando estas fracturas hidráulicas artificiales interceptan las fracturas naturales. Multiple fracture Fracturas Hidráulicas Múltiples Superpuestas Cuando existe solo una fractura, esta puede desarrollar un ancho de dimensiones significativas. La apertura de fracturas múltiples resulta en un incremento en el esfuerzo local de cierre (los resortes se hacen más cortos - representando un incremento en el esfuerzo). En consecuencia, se requerirá una presión neta mayor para propagar las fracturas múltiples que crecen simultáneamente. Fracturas Hidráulicas Múltiples Independientes Fractura Simple Filtrado Fluido de Fractura Fluido de Fractura Total de Fluido Bombeado Pérdida de Fluido Fracturas Múltiples Fractura Simple: Baja Pérdida de Fluido y Alta Eficiencia del Fluido Fracturas Múltiples: Alta Pérdida de Fluido y Baja Eficiencia del Fluido La pérdida de fluido aumenta significativamente (reservorios de gas) a medida que más fracturas se propagan al mismo tiempo, aumentando el área de fractura. La Eficiencia del fluido se reduce, disminuyendo así la longitud de fractura posible de alcanzar. Consecuencias de Fracturas Múltiples Hidráulicas Fractura Individual de Ancho Reducido - Aumenta el Riesgo de Arenamiento Potencial Mayor Pérdida de Fluido - Baja Eficiencia Longitud de Fractura Reducida Mayores Presiones Netas de Tratamiento Menor Confinamiento Alta Conductividad de Fractura Cerca del Pozo Como Minimizar las Fracturas Múltiples Menores Intervalos Punzados o de Pozo Abierto Para Reducir el Número de Puntos de Iniciación de Fracturas Múltiples Elevada Viscosidad y/o Caudal para Favorecer el Encadenado de las Fracturas Múltiples Píldoras de Arena Para Obturar la Fracturas Múltiples Punzados Orientados para Reducir en Número de Fracturas Múltiples que se Propagan Muy Cerca Unas de Otras La propagación de fracturas múltiples está a menudo gobernada por la naturaleza de la roca, especialmente si existen numerosas fracturas naturales. Sin embargo, existen técnicas de terminación y procedimientos de tratamiento que puedan reducir el número de fracturas que se inician desde el pozo. Que es el Crecimiento Vertical de la Fractura "Barrera" Geometría de la Fractura Para Un Modelo Dilatante 3D Zona de Interés "Barrera" Geometría de la Fractura Para un Modelo 2D Las presiones netas medidas en el campo pueden ser tan bajas como 100 psi (formaciones someras) hasta de varios 1000' s de psi. Típicamente están en el orden de varios cientos de psi. Esto es mucho mayor que el contraste de esfuerzos de cierre promedio para las diferentes capas que existen en el campo. Por esta razón, las fracturas tienden a crecer radialmente y no son totalmente confinadas por las formaciones vecinas. Ejemplo de Crecimiento excesivo: Ubicación del Sostén Punz.: 9100 a 9180 pies El gráfico muestra el pronóstico de la geometría de la fractura basándose en el ajuste de la presión neta. Como se puede observar, se ha producido un crecimiento exagerado de la fractura tanto hacia arriba como hacia abajo, lo cual pudo haber ocasionado que el sostén se haya ubicado fuera de la zona de interés. Además, el excesivo crecimiento vertical es un factor preponderante en el arenamineto debido a la reducción del ancho de la fractura. Efecto de la Permeabilidad en el Crecimiento Vertical de la Fractura Barrera con elevada permeabilidad (1 d en formación de 10 md) puede confinar el crecimiento de la fractura Zona de Alta Permeabilidad Fractura Zona de Baja Permeabilidad El crecimiento vertical de la fractura puede reducirse notablemente cuando la fractura se extiende en capas de elevada permeabilidad. La pérdida de fluido en esta capa es muy alta (especialmente al principio) en consecuencia menor cantidad de fluido para propagar la fractura. Consecuencias del Crecimiento de la Fractura en Altura La Fractura Puede No Penetrar Muy Profundo en la Formación (No Podría Alcanzarse la Longitud de Fractura Optima) La Fractura Puede Encadenar Varias Arenas Productivas Aisladas entre si por Lutitas La Fractura Puede Extenderse Considerablemente en Zonas No- Productivas La Fractura Puede No quedar Soportada (Empaquetada) en la Zona de Interés Transporte del agente de sosten El transporte en la fractura puede limitar severamente las dimensiones (altura y longitud) de la fractura empaquetada que puede obtenerse en un tratamiento de fracturación, debido a fenómenos de convección y sedimentación. Un tratamiento de fracturación mal diseñado, puede provocar que el entibador quede ubicado en el fondo de la fractura debajo de la zona de interés. La convección es el fenómeno por el cual, la densa lechada transportando el sostenedor, fluye hacia abajo por efecto de la gravedad. Esta densa lechada reemplaza al Convection fluido más liviano del fondo de la fractura. Convección es el Transporte Hacia Debajo de una Lechada Densa 1 3 2 1 2 3 = Concentración del Apuntalador (ppg) 1 < 2 < 3 El caudal en la fractura se manifiesta en una componente de velocidad horizontal y la sedimentación/convección en una componente vertical de velocidad. La relación entre estas dos velocidades determina cuan lejos el sostén o apuntalador podrá ser transportado en la fractura. Mecánica de la Convección del Sostén 1. Inyección Colchón 4. Inyecc. Sostén Máxima (lb/gal) 2. Inyec. Sostén Baja (lb/gal) 5. Termina Desplazamiento 3. Inyecc. Sostén Media (lb/gal) 6. Cierre de la Fractura La lechada de sostén se mueve hacia el fondo de la fractura una vez que se inyecta en el colchón. A medida que entran a la fractura lechadas de mayor concentración (más pesadas) , estas pueden "invadir" la lechada más liviana del fondo de la fractura. Al finalizar el bombeo, la lechada más liviana (de menor concentración de sostén) puede quedar ubicada en la parte más alta de la fractura, mientras que la lechada más pesada queda en el fondo de la fractura. Cuando Ocurre la Convección del Sostén ? La convección puede producirse en fracturas que tienen largos tiempos de cierre que a su vez, pueden ser provocados por: Grandes volúmenes ó exceso de colchón, Concentraciones máximas de sostén reducidas, Coeficiente de pérdida de fluido muy bajo (baja permeabilidad del reservorio). La convección puede también manifestarse cuando existen grandes diferencias de densidad entre el fluido del colchón y la lechada de sostén (espumas) o cuando se usan fluidos inestables. La Convección es más Rápida que la Sedimentación del Sostén Velocidad De Convección Velocidad Velocidad De Sedimentación Ancho de Fractura Vc = Vs s max - min w c p - f d W = ancho de fractura 2 d = diámetro del sostén Relación Vc/Vs ~ 100 - 1000 (mayor por encapsulado) La convección y sedimentación del agente de sostén son los dos fenómenos que provocan el transporte del sostén hacia abajo. La sedimentación en la fractura es el movimiento de la partícula de sostén relativa al movimiento del fluido. La convección del sostén en la fractura, es el movimiento de transporte de un fluido más denso (no relativo al movimiento del sostén). La convección del agente sostén es generalmente mucho más rápida que la sedimentación. La ecuación que aparece en el cuadro superior, es para fluidos newtonianos. Consecuencias de la Convección del Sostén Zona de Interés Agente de Sostén Peor escenario de convección (fracpro permite esta opción) para un esquema de bombeo donde el colchón es el 50% del volumen sucio del tratamiento. El sostén no se transporta al extremo de la fractura El sostén queda ubicado en el fondo de la fractura No queda sostén en la zona de interés y hay poca ninguna conexión con los punzados Para Minimizar La Convección, Reducir el Tiempo de Cierre Reducir el Volumen de Colchón Aumentar los Volúmenes de Sostén Diseñar el Tratamiento, Tendiendo al Arenamiento del Extremo (Tip Screen Out) Hacia el Final del Tratamiento Usar la Técnica del Cierre Forzado Combating convection - Cleary Causas de la Tortuosidad en las Adyacencias del Pozo Fracturas Múltiples Compitiendo Por el Ancho Reorientación hacia el plano Preferencial de fractura Iniciación de Fracturas de Corte Iniciación en el Anular Brusca Reorientación en Intersecciones con fracturas Naturales La Tortuosidad es una restricción de ancho en el área de la fractura que conecta el pozo con la fractura principal. Durante el bombeo, esta restricción provoca una pérdida de carga en la fractura muy cerca del pozo. Esta pérdida de carga en las proximidades del pozo (NWF) da una diferencia entre la presión en el fondo del pozo y la presión en el cuerpo principal en la fractura (que controla el crecimiento, propagación, y las dimensiones de la fractura). Cuando se agrega el agente de sostén al fluido, la pérdida de carga en las adyacencias del pozo (NWF) puede aumentar dramáticamente debido a las dificultades para transportar el sostén a través de esa región tortuosa y restringida pudiendo ocasionar el arenamiento prematura. De hecho es la causa de la mayoría de los arenamientos prematuros y no agotamiento del colchón. Tortuosity definition Tortuosidad Pozo Ala de la Fractura Ala de la Fractura Tortuosidad Adyacente al pozo Este gráfico ilustra el concepto de la tortuosidad en las adyacencias del pozo. En lugar de inyectar todo el fluido desde el pozo directamente hacia la fractura, todo el fluido pasa primero a través de las válvulas que se esquematizan en la figura. Esto provoca un significativo incremento en la presión en el pozo necesaria para propagar la fractura y a menudo, provocar un arenamiento prematuro en la entrada a la fractura. Tortuosidad El trompetista infla el globo soplando a través de la trompeta haciendo un esfuerzo adicional para vencer la fricción en la trompeta. La tortuosidad en la fractura trabaja de la misma manera. La presión en el pozo tiene que ser mucho mayor que en el cuerpo principal de la fractura debido a la pérdida de carga por fricción en el camino tortuoso en las adyacencias al pozo ó la región de entrada a la fractura. Tortuosidad: Restricción del ancho cerca del pozo Perforaciones Casing Anular Cementado max min Geometría de fractura en las adyacencias del pozo como resultado de los siguientes factores: - Curvatura gradual o brusca debido a la reorientación de la fractura desde el plano de iniciación hacia su plano de orientación preferencial. La reorientación de la fractura es gradual cuando el contraste entre los esfuerzos máximo y mínimo es pequeño. La reorientación es brusca cuando este contraste es significativo. - Curvatura brusca de la fractura debido a la presencia de fracturas naturales. - Fracturas múltiples que compiten en el mismo espacio por el ancho. - Crecimiento de la fractura a lo largo del anillo entre el cemento y el casing rígido debido a la mala calidad del cemento. Estas fracturas pueden iniciarse lejos del intervalo punzado.. Cuando se Produce la Tortuosidad Areas con Altos Esfuerzos Diferenciales Largos Intervalos Punzados (ej. más de 20 pies) Varios Punzados Espaciados Pozos que se Desvían del Plano Preferencial de Fractura Formaciones Naturalmente Fracturada La tortuosidad puede presentarse bajo diversidad de circunstancias. Una muy común son los largos intervalos punzados, ya que pueden iniciarse varias fracturas a lo largo del intervalo punzado. Consecuencias de la Tortuosidad o NWF Arenamiento Prematuro Debido al Puenteo del Apuntalador (El más Común) Imposible Bombear el Tratamiento en Algunos Pozos Tratamientos Menos que Optimos: Colchones Grandes y Bajas Concentraciones de Sostén La Tortuosidad es Difícil de PREDECIR Pero Fácil de MEDIR Usando Cambios de Caudal La principal consecuencia de la Tortuosidad es el arenamiento prematuro asociado con el puenteo del apuntalador. En algunos casos, el tratamiento se va en presión aún antes de empezar el sostén. Históricamente, este problema de ha resuelto bombeando tratamientos con grandes volúmenes de colchón y bajas concentraciones de sostén resultando tratamientos menos que lo óptimo. Screen Out - Cleary Medición de la Tortuosidad: Prueba de Step Down Prueba de Step Down Stepdown Equivocado Q Stepdown Correcto Q Tiempo Tiempo La tortuosidad puede medirse haciendo un Stepdown que consiste en: Cambios Instantáneos de Caudal, ej., de 30 a 20 a 10 bpm. los cambios deben ser abruptos. Cada escalón de la prueba dura alrededor de 20 segundos - justo lo suficiente para equilibrar la presión. La geometría de la fractura no debe cambiar durante la reducción del caudal - El volumen de fluido durante el stepdown test (escalera de reducción de caudal), debe ser pequeño comparado con el volumen inyectado antes de empezar con el stepdown. La figura de la izquierda es un ejemplo de un stepdown incorrectamente efectuado, ya que el stepdown lleva más tiempo que la inyección. El de la derecha es un buen ejemplo de un correcto stepdown test: La geometría de la fractura no cambiará dramáticamente durante el stepdown debido a que un volumen de fluido significativamente mayor fue inyectado antes. Medición de Tortuosidad: Prueba de Stepdown Fricción en Punzados Régimen Dominante La prueba del Stepdown hace uso de la diferencia de comportamiento entre la fricción en las perforaciones del punzado y la fricción en la fractura tortuosa adyacente al pozo. La fricción en las perforaciones cambia con el caudal al cuadrado mientras que la fricción en la tortuosidad cambia con la raíz cuadrada del caudal. Medición de la Tortuosidad: Prueba de Stepdown Fricción en Tortuosidad Régimen Dominante En este ejemplo, la fricción en la tortuosidad es el régimen dominante sobre la fricción en los punzados. Como puede verse, cuando la tortuosidad es el régimen dominante, los cambios en la presión de fondo son mayores para cambios en los regímenes bajos de bombeo. Minimizando la Tortuosidad (Riesgo de Arenamientos Prematuros) Mini-Fracs (Pre) Colchones Antes del Trataminento; Cambios de Caudal y Cierres Inyección de "Píldoras de Arena" Durnte el Miniifrac Para Verificar: Presencia de Tortuosidad y Concentración Crítica Colocación de Baches de Sostén en las Adyacencias del Pozo Intervalos Punzados Cortos Alto Caudal/viscosidad para Obtener Mayor Ancho de Fractura en la Región Adyacente al Pozo Los Procedimientos Mencionados Implican Flexibilidad Operacional Re - Diseño y Optimización del Tratamiento en Locación La Tortuosidad puede provocar tremendos problemas de ubicación del sostén, resultando amenudo en arenamientos prematuros. En diseños convencionales, esto se salvaba con grandes volúmenes de colchón y baja concentración del sostén. Esto se hacía porque el arenamiento se asociaba a la extensiva pérdida de fluido en el extremo de la fractura. Remoción de la Tortuosidad - Uso de "Píldoras de Arena" Antes de la Píldora de Arena (Proppant Slug) Fractura Dominante Después de la Píldora de Arena (Proppant Slug) Fracturas Múltiple Obturadas Las "Píldoras de Arena" pueden inyectarse al principio del tratamiento para obturar las fracturas múltiples inducidas en la región adyacente al pozo. La píldora obturará las fracturas menos conductivas dejando abierta la de mayor conductividad. Sin embargo, cuando la concentración de arena o sostén en la píldora es muy alta, pueden obturarse todas las fracturas. En consecuencia, las píldoras deben ser implementadas cuidadosamente Proppant conc. Vs. Proppant convection empezando con bajas concentraciones. 1. AST - Advance Stimulation Technology 2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA 3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR 4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN 5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA 6. CONCEPTOS CRÍTICOS - TIP EFFECT - CONVECCION - TORTUOSIDAD 7. FLUIDOS DE FRACTURA 8. AGENTES DE SOSTEN 7. FLUIDOS DE FRACTURA • Propiedades de los fluidos de fractura • Tipo de fluidos de fractura • Aditivos de fluidos de fractura • Selección de fluido de fractura PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE FRACTURA Viscosidad • Permite el control del ancho de fractura (Near Well Bore) • Impacta en la capacidad de transporte Pérdida de fluido • Permite el control del fluido en la fractura • Impacta en la geometría de fractura Densidad • Control del gradiente hidrostático • Impacta sobre el efecto de conveccion del agente de sostén Fricción • Control de la presión de tratamiento de superficie • Impacta sobre el caudal de bombeo PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE FRACTURA PH • Control de las reacciones de croslinkeo • Impacta en las propiedades del fluido Temperatura • Estable en condiciones de reservorio Tiempo • De ruptura y croslinkeo controlado Residuos • Bajo contenido Interacción con reservorio • Compatible con viscosidad La viscosidad es la propiedad de un fluido que dá una medida de cuan fácil fluye. La viscosidad es usada para relacionar el delta de presion con el caudal logrado a través de un caño. Si se grafica Esfuerzo de corte (Shear Stress) vs. Velocidad de corte (Sheart Rate) se tiene para el caso de un fluido Newtoniano es un línea recta con pendiente igual a la viscosidad viscosidad Comportamiento de los fluidos: Plástico de Binham: Se debe superar un esfuerzo de corte inicial (fluencia) a partir Del cual se comporta con una viscosidad constante (Viscosidad plástica). Ejemplo: Lodo de perforación Dilatantes: Estos fluidos tiene una viscosidad creciente con el aumento del esfuerzo de corte. Pseudoplásticos: Estos fluidos tiene una viscosidad decreciente con el aumento Del esfuerzo de corte. Estos fluidos son descriptos por modelo Power Law. Un gráfico Log-Log (esfuerzo vs. Veloc. De corte dá una línea recta donde la ordenada al origen es K´y la pendiente de la recta es n´. Estos parámetros son usados para describir las propiedades reológicas de los fluidos de fractura. Esta información se obtiene del Fann 50 para condiciones de presion y T° de fondo. Ejemplo: Geles de fractura viscosidad Comportamiento de los fluidos: viscosidad Valores típicos de viscosidad de fluidos de fractura viscosidad Evolucion reologica en Fann 50 de Gel Max Zero Pérdida de fluido La pérdida de fluido es función de 3 diferentes procesos: • Viscosidad: Cv (Controlado por la viscosidad del fluido de fractura) • Compresibilidad: Cc (Controlado por el fluido de reservorio) • Revoque (wall building): Cw (Funcion del fluido de fractura y los aditivos De control de perdida de fluido. Se debe tener cuidado cuando se trabaja con Fluidos miscelares que no tienen la propiedad de ejercer control de fluido a traves de este mecanismo. Se grafica el volumen acumulado de filtrado Vs. La raiz cuadrada del tiempo. Despues de un corto periodo en que se forma el revoque (filter cake) y se tiene un volumen inicial (Spurt loss), se tiene una línea recta con pendiente proporcional al Cw. Pérdida de fluido Wall Building Coeficient El agregado de aditivos controladores de filtrado ayuda a disminuir el Cw Pérdida de fluido La pérdida total de fluido se puede calcular mendiante: Sin embargo el mejor método para determinar Ct es mediante mediciones Directas mediante el match de las presiones reales de campo en un minifrac Eficiencia de un fluido de fractura Cuando las perdidas de fluido se incrementan la eficiencia del fluido decrece. La Eficiencia de un fluido es el porcentaje de fluido remanente en la fractura A un tiempo dado. Eficiencia de un fluido de fractura = Volumen de fluido en la fractura Volumen total de fluido bombeado • La eficiencia de un fluido afecta las dimensiones de la fractura creada. • Una baja eficiencia (altas pérdidas) pueden llevar a un arenamiento prematuro • Bajo leack off incrementa el tiempo de cierre afectando la ubicación el agente de sosten por los mecanismos de conveccion y decantamiento Fluidos de fractura - tipo • Base Agua Lineales Croslinkeados - Gel max - Gel max LT - Gel max MT - Gel max HT - Gel Lite - Gel OTF • Base Hidrocarburo - Oil Max • Base espuma - CO2 - N2 - Binarios • Metanol • Viscoelásticos - Gel Max Zero - Acid Max Zero Geles base agua - Propiedades •Viscosidad adecuada para transporte de arena •Estable a Temperatura de formación •Tiempo de x-linkeo controlado •Tiempo de ruptura controlado •Bajo contenido de residuos •Buen control de filtrado •No producir ningún daño en formación •Económico SISTEMAS Y ADITIVOS •Sistemas de fractura: (Gel Max, Gel Max LT, Gel Max MT, Gel Max HT, Gel Lite, Gel Max OTF, Gel Max Zero, Oil Max), Espuma de CO2, Espuma de N2, Espuma binaria •Buffers: Control de pH de hidratación y crosslinkeo (Acido Fumárico, Bicarbonato de Sodio, Carb. de Sodio, Hidrox. De Sodio) • Gelificante: Desarrollo de viscosidad (GA-2, GA-4, GA-12, GA-13, GA-15, GA-22, GH-237/GH-244) • Activador o Crosslinker: Linkear moléculas del gel (Soda-Bórico, 4C, 4C-FP, XLA/XLB, XLZ) • Ruptor: Lograr degradar el gel para ser recuperado (R-5, Superperm 5, Siuperperm HT, RX-5, biobreaker, OMS-1) • Estabilizadores: Lograr estabilidad con la temperatura (Metanol, Gel Stab, Stabilizer D) SISTEMAS Y ADITIVOS (CONT.) •Inhibidores de Arcillas: Estabilizar arcillas reactivas (ClK, Cloruro de amonio, ClayStab-3, SA-21) • Surfactantes: Evitar emulsiones en formación (Aquafree, SC-40, Qflow, SC-21) • Reductores de Filtrado: Minimizar el Leak off. (Aquaclose, Gel Seal T) • Biocidas: Control de degradación bacteriana de los fluidos de fractura (Hipoclorito de sodio, Kill 13) • Espumigeno: Reduce la tensión superficial para lograr sistemas espumados (ESH-2, SC-25, Oil Foam) • Control (PFBC-12) de flow back: Evita el retorno de arena de fractura en produccion CROSLINKERS L IM IT E S D E T E M P E RAT URA D E C RO S S L INK E RS A L U M IN IO B O R A T O S IM PL E C R O M O ( III) A N T IM O N IO ( V ) T IT A N IO ( IV ) B O R A T O R ET A R D A D O Z IR C O N IO ( IV ) 0 100 200 T e m p e ra tu ra °F 300 400 RUPTORES RUPTOR Enzima (Convencional) R-11 Enzima (Alto pH) Bio Breaker Oxidante (Convencional) R-5 Oxidante Catalizado R-5+RX-5 Enzima Encapsulado Oxidante Encap Superperm 5 Oxidante Encap Superperm HT RANGO pH 3-8.5 7-10 3-14 3-14 3-8.5 3-14 3-14 RANGO TEMP. 60-130°F 60-130°F 130-260°F 60-130°F 60-130°F 60-200°F 140-300°F Sistema viscoelástico – Gel Max Zero Básicamente el sistema Gel Max Zero es logrado por la creación de un pseudocrosslinkeo transitorio por la atracción electroquímica entre la carga del surfactante Catiónico (A) y el contraión aportado por una sal (B). Surfactante (A) Contraión (B) Gel Max Zero Preparación en laboratorio Agua + 3% SC 306 (gelificante) Agua + 3% SC 306 (gelificante) + 0.5% XL Zero (Crosslinker) Apariencia final de Gel Max Zero Resumen de sus propiedades y ventajas del uso : • • • • • • • • • • • Sistema libre de polimero La unión química del surfactante confiere alta estabilidad Excelentes propiedades viscoelásticas Temperaturas 60 °F (15°C) a 300 °F (150 °C) Compatible con salmueras hasta 2% No deja residuo en la formación – aplicación a reserv.de baja K Alta Conductividad Retenida en el pack de arena. Compatible con N2 y CO2 Fácil preparación (sólo 2 componentes) No necesita ruptor (rompe con agua de formación) Se puede bombear “on the Fly” 1. AST - Advance Stimulation Technology 2. CONCEPTOS BÁSICOS DE FRACTURA 3. SELECCIÓN DE CANDIDATO PARA FRACTURAR 4. ESFUERZOS DE FORMACIÓN 5. DISEÑO DE FRACTURA – ANALISIS PREFRACTURA 6. CONCEPTOS CRÍTICOS - TIP EFFECT - CONVECCION - TORTUOSIDAD 7. FLUIDOS DE FRACTURA 8. AGENTES DE SOSTEN 8. AGENTE DE SOSTEN • Propiedades de los agentes de sostén • Tipo de agentes de sostén • Conductividad de fractura La función de los agentes de sostén es mantener abierto el canal de alta conductividad generado luego que se detuvo el bombeo y cerro la fractura. A través de este se producirán los fluidos del reservorio. Esto usualmente dá como resultado un incremento en la producción. Propiedades de los agentes de sostén • Alta resistencia • Resistente a la corrosión • Baja gravedad específica • Fácil de conseguir • Bajo costo Norma API RP 56: • Análisis de tamizado ( <0.1% retenido en la superior, >90% entre nominales y < 1% en fondo). Granulometrías de uso comunen fractura: 8/12 – 12/20 – 16/30 – 40/70. • Esfericidad y redondez • Solubilidad en Acido • Turbidez • Resistencia al Quebrantamiento • Conductividad y Permeabilidad Tipos de agentes de sosten • Arena (2.65), hasta 6000 psi - Premium, arena blanca Ej.: Otawa, Jordan - Buena calidad, Marrón Ej.: Brady, Hickory - Subestandart, Ej.: Arena nacional • Bauxita sinterizada (3.5), hasta 10000 psi • Agentes resistencia Intermedia (ISP) (3.17) hasta 8000 psi Ej.: Sinterlite • Cerámicos (LWP) (2.72), hasta 7000 psi Ej.: Carbolite, Carboeconoprop • Arenas / cerámicos resinados • Curable (para problemas de flow back) • Precurada (para mejorar la resistencia) • Agentes de sostén de baja densidad: 1.25 / 1.75 / 2.25 ARENAS DE FRACTURA Se puede dividir en tres grandes categorías • Calidad Excelente o Premiun (Blanca) • Calidad Buena o Estándar (Marrón) • Calidad Sub-estándar BAUXITA SINTERIZADA Debido al costo, la principal aplicación de estos agentes es en aquellos pozos donde las presiones de cierre rondan las 10000 psi, para aquellos donde la temperatura está en el orden de 300-400ºF o más desventajas : Gravedad específica : 3.5 Se requiere mayor cantidad de libras para el mismo volumen y ancho de fractura. Abrasividad : Extremadamente alta dureza del material y su densidad lo hacen muy abrasivo. Se debe tener en cuenta la protección de las cañerías y equipos de bombeo, de fondo y superficie y cabeza de pozo, especialmente en el flowback. Costo : con un alto costo por libra y una alta densidad, la bauxita es el agente más caro de todos, siendo alrededor del doble de otros agentes. PROPIEDADES FISICAS DE LA BAUXITA SINTERIZADA AGENTES DE RESISTENCIA INTERMEDIA Agentes cerámicos de gravedad específica entre 3.17 y 3.25. En su composición figuran corundum, mullita, cristobalita (otro óxido de aluminio). Las distintas concentraciones de estos materiales permiten variar costos y resistencias. Ventajas Densidad : el hecho de tener menor densidad hace que se necesiten menos libras que una BS. De hecho habrá mejor transporte de agente Abrasividad : no es tan abrasivo como la BS Costo : Es bastante más barato que la BS PROPIEDADES DE LOS AGENTES DE RESISTENCIA INTERMEDIA AGENTES DE SOSTEN RESINADOS Pueden ser curables y precurados. Ambos usan una resina formaldeíca-fenólica termosellable que cubren los granos individuales de agente. La diferencia entre ambas es que la curable no finalizó su proceso de curado y por efecto de la temperatura o de catalizadores se completa el curado en fondo de pozo logrando una adherencia entre granos. La precurada logra mejorar la resistencia del agente de sosten base por el incremento del área de contacto entre granos, reduciendo así los puntos de mayor carga y ruptura. Ventajas Flow back de arena : Los agentes de sosten resinados curables tienen la propiedad de consolidarse impidiendo el flowback de arena y si fue adecuadamente seleccionada, ayuda a controlar finos. Finos de arena de fractura: Los granos rotos quedan dentro de la resina Desventajas PH : Son suceptibles a fluidos de alto PH Permeabilidad: La mayor área de contacto afecta negativamente la K del agente de sosten base. Consolidación : Se debe rotar la arena curable que consolida en casing PROPIEDADES DE LAS ARENAS RESINADAS Selección del agente de sosten basado en su resistencia Conductividad de la Fractura Cf = kf x wf Permeabilidad x Ancho de la Fractura Conductividad de Fractura La permeabilidad de la fractura y por ende la capacidad de flujo de una fractura empaquetada es una función del tipo y concentración (lb/ft2) del agente de sosten, de la presión de confinamiento, de la cantidad de finos, residuos de gel, etc. En reservorios de alta permeabilidad es más importante la conductividad de una fractura que su longitud empaquetada, la inversa es para los de baja permeabilidad. Conductividad de Fractura La conductividad de una fractura se vé reducida por: • Presion de confinamiento • Rotura del agente de sosten • Empotramiento • Taponamiento por residuos de gel • Mala ubicación del agente de sosten por efecto de: - Conveccion - Decantamiento Contraste de capacidad de flujo La productividad de un pozo luego de la Fracturación depende en gran medida de la magnitud del contraste entre la capacidad de flujo de la fractura empaquetada y la del reservorio. Conductividad de fractura adimensional FCD = W × Kf K × Lf Donde : W×Kf = conductividad de fractura, mD-pie Le = longitud de fractura empaquetada, pie K = permeabilidad de formación, mD Se considera que un pack de fractura tiene una conductividad infinita Cuando los valores de FCD son superiores a 10. Sin embargo se suelen Necesitar mayores valores de FCD para una óptima limpieza post fractura • En reservorios de alta permeabilidad es dificil alcanzar FCD = 10 • En reservorios de baja permeabilidad pueden conseguirse FCD muy superiores a 10 Presion efectiva de confinamiento sobre el agente de sostén La carga sobre el agente de sostén se incrementa en la medida que el reservorio se depleta. Se deben cuidar las dinámicas de fluencia ya que muy bajas dinamicas pueden incrementar el esfuerzo sobre el agente de sosten y reducir su conductividad Conductividad de fractura para diferentes agentes de sosten Los datos son tomados para agentes de sosten malla 20/40 y una concentracion areal de 2 #/ft2 Conductividad de fractura retenida en el tiempo Debido a condiciones como Rotura y disolución del agente de sostén, migración de finos, etc. es normal que la conductividad cambie en el tiempo El cerámico de alta resistencia retiene más de la conductividad inicial que la arena debido a su menor rotura. Estos ensayos se hacen en equipo de conductividad de fractura. Equipo de conductividad de fractura Esquema del Aparato para la determinación de Conductividad de fractura de Flujo Radial Cantidad de agente de sosten: Será función de: • La longitud de fractura diseñada • La concentración requerida • Del alto esperado De acuerdo a la concentración en la fractura se puede tener una monocapa parcial, una monocapa total o una multicapa. Problemas de la monocapa parcial: Empotramiento : los anchos de fractura son muy estrechos con una monocapa, sólo un diámetro de grano, por lo que pequeños empotramientos afectaran severamente la conductividad. Es muy probable que el grano entero se embeba. Ruptura : En formaciones muy duras donde es poco posible que ocurra un empotramiento, altas cargas puntuales pueden causar ruptura prematura de los agentes de baja resistencia. La fractura se cerrará irremediablemente. Ubicación : Los fluidos que se usaban en la época que la monocapa parcial era popular, solían hacer bancos con relativamente altas velocidades de caída. Debido a esto era realmente difícil colocar el agente en su lugar y homogéneamente. Monocapa total: Se obtienen menores valores de conductividades. Esto sucede generalmente a concentraciones de arena entre 0.3 a 0.5 lbs/pie2. A estas concentraciones el ancho es muy pequeño y está lleno casi completamente con arena, dando una alta resistencia al flujo. Con este ancho tan pequeño, el empotramiento puede ser un problema severo. Multicapas Se utilizan concentraciones de 1.0 a 10 lb./pie2. La mayoría de las publicaciones indican conductividades y permeabilidades de 2 lb./pie2. Las multicapas otorgan mayor ancho de fractura que tiende a reducir el efecto de empotramiento, si se le agrega el efecto del polímero y el daño del fluido, los valores de conductividad se veran afectados en esta condición pero en menor proporcion que en la monocapa. En el grafico anterior se observan dos puntos de máxima conductividad, que corresponden a concentraciones de 0.075 lb./pie2 y 3 lb./pie2. En el primer caso se está en la condición de monocapa parcial, mientras que el segundo, corresponde a multicapa. La monocapa parcial es solo teórica ya que no es prácticamente realizable en fracturas verticales, por lo que hay que optar necesariamente por un empaquetamiento multicapa. Empotramiento Rotura del agente de sosten El ancho de una fractura empaquetada depende de la concentración superficial del agente de sostén y del empotramiento que se produzca en la formación. Evaluar turbulencia, los efectos de severas pérdida de presión y empaquetamiento : Determinar si la turbulencia impactará severamente sobre la producción. Utilizando el esfuerzo generado por una condición seria de drawdown observar si el agente seleccionado proveerá adecuada conductividad. Si no es así, considerar un tail-in de un agente más conductivo. Este tail-in no se piensa para compensar la baja conductividad en el resto de la fractura, el propósito es proteger el near-wellbore de la fractura en un evento de condición de severo drawdown. Muchas gracias Lugar, 00 al 00 de Mes de 2007 Requerimiento de Equipos Pozo Horizontal Fracturado