fracturamiento con alta permeabilidad

Fracturamiento de alta permeabilidad



Importancia del Fracturamiento Hidrulico

En 1993, el 40% de los pozos de aceite nuevos y el 70% de los pozos de gas fueron

tratados con fractura


Razones para realizar una fractura de alta permeabilidad (HPF)

Pasar el dao a la formacin

Controlar la produccin de arena

Evitar la produccin (malla, grava)

Controlar la consolidacin de arena

- Cada drstica de la presin

- Condiciones de cementacin de los granos

- Estado de esfuerzos de la roca

Reducir la migracin de finos y la produccin de asfaltenos

Mejorar la comunicacin entre el yacimiento y el pozo

Reducir la conificacin de agua

Estimular los pozos y mejorar su produccin


Comparacin de las HPF contra otras tcnicas

Empacamiento con grava.- colocacin de grava entre la formacin y el pozo,

provoca la acumulacin de finos de la zona cercana al pozo, lo que reduce la

permeabilidad del empacamiento y la produccin del pozo.

Empacadores de agua de alto gasto.- de igual manera su eficiencia se reduce con

el tiempo.

Rendimiento de pozos horizontales fracturados en formaciones de alta

permeabilidad

Las fracturas transversales son apropiadas para formaciones con baja

permeabilidad

Las fracturas longitudinales son apropiadas para formaciones con alta

permeabilidad.


Puntos clave en las HPF

Tip Screenouts (punta de la fractura) TSO.- en particular en las HPF se requiere

de una cuidadosa tcnica de TSO para limitar el crecimiento y permitir el

ensanchamiento de la fractura y su empacamiento

Ocurre cuando suficiente sustentante se concentra en el borde frontal de la fractura

previniendo una eventual extensin de la misma.

El ancho de la fractura aumenta mientras el rea de las caras permanece

tericamente constante


Fundamentos del Leakoff en las HPF

Existen tres modelos diseados en formaciones de alta permeabilidad:

1.- Modelo de Carter.- considera el fenmeno de Leakoff como:

a)Propiedad del material del sistema roca/fluido

Al : rea

Vl: Vol..perd . De t0 a t

sp : coef.spurt loss

2Clt: ancho de la fractura en el leakoff

b)Una consecuencia del mecanismo de flujo en un medio poroso.

2.- Modelo de enjarre (Mayerhofer & col) considera:

resistencia del enjarre a un tiempo de referencia (ro, to)

permeabilidad del yacimiento (kr)

Ro, to y kr.- se obtienen de un minifrac

Py, f, y Cb.- se suponen conocidos

pl

l

l StCA

V 2


Fundamentos del Leakoff en las HPF

3.- Modelo de leakoff de la zona invadida por polmero (Fan y Economides)

(1995).- La diferencia entre la cara de la fractura y el yacimiento es el resultado de

tres cadas de presin en el enjarre, la zona invadida por el polmero y el yacimiento.

Pfrac - Pi = Penj + Pinv + Pyac


Diseo del tratamiento HPF y su ejecucin

1.- Perforar la formacin

2.- Colocar la malla de grava

3.- Lavar con cido para limpiar las perforaciones

4.- Elaborar e interpretar una prueba de prehidratamiento

5.- Disear la cedula bombeo TSO basada en las variables de diseo para pruebas de

diagnstico

6.- Bombear el tratamiento TSO hasta alcanzar el Screenout

7.- Disminuir el gasto de 1 a 2 bls/min y abrir espacio anular para circular

8.- Para las bombas cuando la PTP alcance su limite de seguridad

9.- Preparar el pozo a produccin


Pruebas de Diagnostico de Pretratamiento Objetivo: Determinar el valor de los parmetros que gobiernan el proceso de

fractura, por ejemplo:

- Extensin de la fractura o propagacin de presin

- Friccin cerca del pozo

- Evidencia de fracturas y

- Permeabilidad del yacimiento

I.- Prueba de Step-Rate (SRT).- consiste en inyectar gel a gastos determinados

comenzando a gastos matriciales, aumentandolos progresivamente a gastos arriba de

la presin de extensin de la fractura.


Pruebas de Diagnostico de Pretratameinto

II.- Pruebas Minifrac.- son realizadas a la medida para redisear el tratamiento

HPF con informacin especifica del pozo, la cual se lleva a cabo de 1 a 3 hrs.

Bsicamente se determina la presin de cierre de la fractura mediante graficas de

declinacin de presin despus del shut-in vs una funcin del tiempo:

Psi vs t Psi vs funcin g

Psi vs t log (PISIP - PSI)

III.- Pruebas de presin Falloff.- esta prueba se realiza con el equipo de bombeo

convencional mediante una prefractura o inyeccin matricial de un fluido de

terminacin debajo de los gastos de fractura para un periodo dado y analizando

posteriormente mediante una grafica de Horner. Con ello se puede determinar:

Permeabilidad de la formacin

Propiedades de la formacin, incluyendo Kh y el dao


Pruebas de Diagnostico de Pretratameinto

IV.- Mediciones de la presin de fondo.- Existen 4 tipos dependiendo de la

localizacin a la cual se tomo el dato real:

Presin de fondo calculada

Presin de sarta

Medidores en la sarta de trabajo

Datos de la tubera lavadora


Conductividad de la fractura (Cfd)

La conductividad de la fractura es mas importante que la longitud de la misma

Formaciones de mayor permeabilidad requieren de una fractura de mayor

conductividad para mantener un valor aceptable de conductividad

A travs del TSO el ancho de la fractura puede incrementarse sin incrementar la

extensin de la fractura

Longitud de la fractura

Cfd : 1.2 a 1.6

Vf : volumen del sustentante en una ala de la fractura

Ancho de la fractura

k: permeabilidad

kf : permeabilidad del sustentante

h : altura del intervalo

2/1

hkC

KVXf

fd

ff

2/1

6.1

f

f

hK

kVW


Seleccin de materiales

Apuntalante.- en base al tamao, se debe aplicar la Regla de 4 a 8 (Saucier

(1974)). El tamao del apuntalante deber ser de 5 a 6 veces el tamao del grano

medio de la formacin

Fluido.- Aquel que no afecte la permeabilidad de la formacin

Goma Guar HPG

HEC

Efectos del dao compuesto


Seleccin de materiales

Fluidos (Conclusiones):

No se recomiendan los geles lineales por su alto leakoff

Son mas apropiados los fluidos polimricos (crosslinked) con gel

Se deben considerar reductores de filtrado para minimizar el Spurt-loss y el Leakoff

total


Evaluacin de las HPF

Resultados de la produccin

Evaluacin de datos en tiempo real (datos del Leakoff, software y simuladores

3D, geometra y dimensiones de la fractura, anlisis de curvas (conductividad))

Anlisis postratamiento

Dao ocasionado por el apuntalante

Disminucin del ancho de la fractura

Efecto de dao en la cara de la fractura

Anisotropa de la permeabilidad


Anlisis de curvas Suposiciones:

1.- La fractura generada es vertical con una

geometra radial

2.- El Leakoff sigue el modelo de Carter

3.- El radio de la fractura puede crecer o

decrecer con el tiempo

4.- El rea hidrulica de la fractura

(el cual define el leakoff) no decrece

5.- Durante el periodo en que el ancho

de la fractura aumenta, la pendiente

de la presin es lineal; el comportamiento

elstico de la roca es despreciable.

6.- El apuntalante se distribuye a lo largo

del rea de fractura a cada periodo de tiempo


Anlisis de curvas (Utilidad)

1.- Seleccionar intervalos de aumento en el ancho de la fractura



2.- Determinacin del radio de empacamiento correspondiente a un periodo de

aumento en el ancho de la fractura



3.- Interpolacin entre valores conocidos del radio de empacamiento


Anlisis de curvas (Utilidad) 4.- Determinacin de la concentracin del apuntalante en el rea final:

a) para cada intervalo de tiempo t determinar la masa de apuntalante que entra a la

fractura

b) suponer que esta masa esta uniformemente distribuida en el radio de

empacamiento en el periodo de tiempo dado

c)obtener la masa de apuntalante entre un circulo de radio R1 y R2

d) repetir el paso c) para todos los radios y as obtenemos la concentracin de

apuntalante como una funcin de R


Tecnologas salientes en HPF

Terminaciones de HPF sin mallas y sin equipo

Fracturas en pozos de configuracin compleja


Tecnologas salientes en HPF

Fracturas en pozos de configuracin compleja

fracturamiento con alta permeabilidad

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