El documento describe el proceso de fracturamiento hidráulico, el cual consiste en bombear fluidos a alta presión en un pozo para crear fracturas en la formación rocosa y mejorar la producción de petróleo o gas. El fracturamiento hidráulico se utiliza para desviar el flujo, extender las rutas de flujo e incrementar la productividad. La orientación de las fracturas depende de factores como la profundidad, esfuerzos locales y comportamiento de la roca.

1. Leopoldo aceros
Julio David gracia
Emmanuel Gómez
Carlos Iván Valdivieso
Juan Sebastián Torres

3.  es definido como el
proceso en el cual la
presión de un fluido es
aplicado a la roca del
yacimiento hasta que
ocurra una falla o
fractura, generalmente
conocido como
rompimiento de
formación.

5.  Se bombean dos sustancias
principales: apuntalantes y
fluidos de fracturamiento.
 Apuntalantes: partículas que
mantienen abiertas las
fracturas.
 Fluidos de fracturamiento
deben ser suficientemente
viscosos.
 Dos etapas principales.
 Primera: no contiene
apuntalante (Pad).
 Segunda: transporta el
apuntalante.

7. La operación de fracturamiento
hidráulico se realiza en un pozo
por las tres razones siguientes:
1. Desviar el flujo, para evitar el
daño en las vecindades del
pozo y retornar a su
productividad normal.
2. Extender una ruta de
conducto en la formación, así
incrementar la productividad a
sus máximos niveles.
3. Alterar el flujo, de fluidos en
la formación.

9.  El primer tratamiento de estimulación
por fracturamiento hidráulico fue
bombeado en el pozo Klepper No. 1
en Julio de 1947.
 Primeros tratamientos de
fracturamiento hidráulico empleaban
fluidos a base de hidrocarburos.
 Los fluidos a base de agua, tales como
las soluciones de polímeros lineales,
fueron introducidos en la década de
1960.
 Para mejorar la viscosidad térmica, los
técnicos químicos agregaron sales
metálicas.
 Hoy en día, los fluidos a base de
polímeros reticulados se utilizan como
rutina a temperaturas de pozos de
hasta 232 C aprox.

10.  La recuperación del fluido con
posterioridad al tratamiento
requirió el agregado de agentes
de oxidación resistentes.
 Se desarrollaron los
rompedores encapsulados que
permitieron concentraciones
más altas de oxidantes y
redujeron la cantidad de
residuo de polímero en el
empaque de apuntalante.
 La inclusión de fibras mejoró la
capacidad de transporte de
apuntalante de los fluidos.

11.  La generación más reciente de
fluidos de fracturamiento emplea
surfactantes visco-elásticos no
poliméricos de bajo peso
molecular.
 Cuando el fluido entra en
contacto con los hidrocarburos
en el fondo del pozo, su
viscosidad se reduce
sustancialmente, lo cual favorece
la recuperación eficiente y
virtualmente los empaques de
apuntalantes sin residuos.

13. El objetivo del fracturamiento
hidráulico es mejorar la
productividad de los pozos
mediante la creación de un
trayecto de flujo desde la
formación hacia el pozo. Los
tratamientos de
fracturamiento
convencionales rellenan
completamente la fractura
con apuntalante, lo que
mantiene abierta la fractura
para preservar el trayecto de
la producción.

14. Esta técnica se utiliza
básicamente para lograr
el incremento de la
conductividad del
petróleo o gas y para
reducir o eliminar el
efecto de daño en los
pozos.

15.  Incremento de la tasa de flujo
de petróleo y/o gas de
yacimientos de baja y alta
permeabilidad.
 Incremento de la tasa de
petróleo en pozos que han sido
dañados
 Conectar fracturas naturales
presentes en la formación
 Disminuir el diferencial de
presión alrededor del pozo para
minimizar la producción de
arena y/o asfáltenos
 Controlar la producción de
escamas

17.  Disminución del
daño
 Aumento de la
conductividad
 Mayor área de
flujo
 Mejoramiento de
la producción

19. La orientación de la
fractura está íntimamente
ligada al estado original
de esfuerzos in-situ y al
mecanismo que la genera.

20. Bajo esta condición y para el caso particular donde la fractura
hidráulica es generada por tensión, la orientación de la fractura
estará en dirección perpendicular a la menos tensión.
Independientemente de las condiciones de terminación
incluyendo la orientación preferencial de los disparos.

21. El esfuerzo mínimo de los
tres principales esfuerzos
ortogonales de un punto
en la formación
productora, es el
parámetro determinante
que controla la geometría
de la fractura.

22. •Esfuerzo tangencial
Se encuentra en la superficie del plano sobre el que actúa.
•Esfuerzo normal
Aplicado en la cara normal al eje x.
•Esfuerzo cortante
Esfuerzo de corte que actúa en la cara normal a la parte
frontal de cuerpo.

23.  Este esfuerzo mínimo se encuentra en el plano
horizontal para la mayoría de los pozos petroleros.
 Una fractura se desarrolla perpendicular al mínimo
esfuerzo y para el caso del fracturamiento hidráulico, si
el mismo esfuerzo esta en el plano horizontal, entonces
el desarrollo de la fractura será en el plano vertical.

24. Puede ser:

25. Los factores que tiene mayor influencia en la orientación
de la fractura son, la presión de poro, el modulo de
Poisson, el modulo de Young, dureza y compresibilidad de
la roca.

26. Basándose en la
experiencia, las fracturas
horizontales se producen a
una profundidad menor a
aproximadamente 2000 pies
debido a la Tierra la
sobrecarga en estas
profundidades proporciona
la tensión al director.

27. Si se aplica presión al centro
de una formación en estas
condiciones relativamente
poco profundas, la fractura es
más probable que ocurra en el
plano horizontal, ya que será
más fácil para separarlos de la
roca en esta dirección que en
cualquier otro. En general, por
lo tanto, estas fracturas son
paralelas al plano de
estratificación de la
formación.

28. Como aumenta la profundidad más allá de
aproximadamente 2000 pies, el aumento de sobrecarga de
estrés por aproximadamente 1 psi / ft., Haciendo el esfuerzo
de sobrecarga de la tensión dominante Esto significa que la
tensión de confinamiento horizontal, ahora es el estrés lo
principal.

29. Dado que las fracturas hidráulicamente inducidas se
forman en la dirección perpendicular a la menor
tensión, la fractura resultante a profundidades mayores
de aproximadamente 2000 pies se orientan en la
dirección vertical.

30. En el caso en que una
fractura puede cruzar
un límite donde los
cambios de esfuerzos
principales de
dirección, la fractura
intentaría reorientarse
perpendicular a la
dirección del esfuerzo.

31. Por lo tanto, si una fractura se propaga desde
mayor profundidad a menor profundidad en
las formaciones, ella misma se reorienta desde
una dirección vertical a una vía horizontal y
extendida lateralmente a lo largo de los planos
de estratificación de las capas de roca.

33. Esfuerzos Locales Presión De Sobrecarga
FACTORES
Comportamiento De la
Presión De Poro
Roca

34.  También llamados In situ
Stresses.
 El concepto de esfuerzo se
refiere a la capacidad que
posee un cuerpo para
soportar una carga por
unidad de área,
dependiendo de la
dirección en la cual se
aplica la fuerza en relación
a la superficie.

35. Esfuerzos Normales
• Perpendicularmente al plano de aplicación
• Se representan con la letra σ
Esfuerzos De Corte
• Paralelamente al plano de aplicación
• Se representan con la letra τ.
Esfuerzos Efectivos
• Carga neta soportada por la estructura mineral sólida
• Parte de la carga sea soportada por el fluido
• Se representan con al letra σ’

36.  Se consideran positivos
(+) cuando son de
Compresión y negativos
cuando son de Tensión
(-).
 Depende de las
condiciones de
deposición y de eventos
tectónicos ocurridos.
 Resulta en un campo de
esfuerzos donde se
combinan esfuerzos
normales y de corte

37. Presión ejercida por el peso de la matriz de la roca y
los fluidos contenidos en los espacios porosos sobre
una formación particular.

38. La formación debe ser capaz de soportar
mecánicamente las cargas bajo las cuales está
sometida en todo momento.

39.  La matriz rocosa solo se
ve afectada por el
esfuerzo efectivo, debido
a que el fluido contenido
en ella soporta parte del
esfuerzo aplicado.
σ’= σ - αp
Cuando la presión de poro
disminuye, el esfuerzo
efectivo se hace mayor

40.  Es más difícil iniciar
una fractura cuando la
formación ésta en su
etapa madura. Por esto
la energía a aplicar para
iniciar y propagar la
fractura es mayor.
 Si la presión de poro
incrementa debido a la
inyección de
fluidos, permite iniciar
la fractura más
fácilmente

41.  La selección del modelo
matemático para representar
el comportamiento mecánico
de la roca es muy
importante.
 Existen desde el modelo
lineal elástico hasta modelos
complejos.
 Incluyen:
• Comportamiento elástico
• Interacciones roca-fluido
• Temperatura

42.  Un cuerpo a sometido a una
carga por esfuerzos esfuerzos, el
mismo se deforma.
 La deformación depende de las
constantes elásticas del material.
 El modelo más conocido es el
lineal elástico, utilizado por su
simplicidad.
 Se fundamenta en los conceptos
de esfuerzo (σ) y deformación
σ =E*ε
(ε), los cuales relaciona la Ley de
Hooke.

43. Modulo de Young
Relación de Poisson
Modelo poroelástico

44.  Llamado también modulo de
elasticidad. Se representa con al
letra E.
 Medida de rigidez de la roca, a
mayor valor de E, mayor es la
rigidez.
 Afecta directamente a la
propagación de la fractura:
 A valores bajos se induce una
fractura ancha, corta y de altura
limitada
 A valores grandes resultan en
una fractura angosta, alta y de
gran penetración horizontal.

45.  La roca es comprimida
uniáxialmente, la misma
se deforma en dos
direcciones distintas, se
acorta a lo largo del eje
del esfuerzo y se expande
lateralmente en el plano
vertical al eje del esfuerzo.
 Se denomina con la letra
V.

46. Si definimos ambas deformaciones con sus respectivas
ecuaciones, tenemos:
El Módulo o Relación de Poisson (v) se define como la
relación entre ambas deformaciones y es siempre
positiva, de allí el signo negativo en la ecuación.

47. Cuando se incluyen los
efectos de la porosidad y
los fluidos contenidos en la
roca en el modelo elástico,
éste se convierte en un
modelo poroelástico, el
cual es ampliamente
utilizado en simuladores
comerciales para diseño de
fracturamiento hidráulico.

48.  Uno de los más comunes criterios para definir los parámetros
que representan el comportamiento de los fluidos contenidos
en la roca, es el coeficiente poroelástico (α), llamada también
“Constante de Biot”.
 Cuanto más alto es su valor, mayor es la eficiencia y menor el
Esfuerzo Efectivo (σ’) aplicado sobre la matriz rocosa.
 Para pozos de aceite el valor de esta constante es de 0,70.
Pyac → 0; α → 0 σ’ → σ ; Pyac → 0

49.  Mecanismo de expulsión de
hidrocarburos.
 La compresión de la roca
causa un aumento del
espacio poroso
interconectado.
 La compresibilidad es la
única fuente de energía de
producción.

50. Compresibilidad de Compresibilidad de Compresibilidad
los Poros (Cp) la matriz (Cr) total de la roca (Cb)
• Cambio fraccional • Cambio fraccional • Cambio fraccional
en volumen en volumen de la en volumen bruto
poroso de la roca roca sólida con de la roca con
con respecto al respecto al cambio respecto al cambio
cambio unitario unitario de unitario de
de presión presión. presión.

51.  Cuando se extrae fluido de una
roca receptora, la presión interna
cambia, aumentando la presión
diferencial entre esta presión
interna y la presión externa de
sobrecarga que permanece
constante.
 Esto trae como consecuencia el
desarrollo de diferentes esfuerzos
en la roca dando como resultado
diferentes cambios, el cambio
principal es el sufrido por los
poros.

53. Las variables que deben considerarse
el diseño del proceso de
fracturamiento son seis:
1. Altura (HF), usualmente controlada
por los diferentes esfuerzos in situ
existente entre los diferentes estratos.
2. Modulo de Young (E) o resistência
a la deformación de la roca.
3. Pérdida de fluido, relacionada con
la permeabilidad de la formación y las
características de filtrado del fluido
fracturante.

54. 4. Factor de intensidad de esfuerzo
crítico ( KIC ) (toughness).
Resistencia aparente de la fractura,
donde domina la presión requerida
para propagar la fractura.
5. Viscosidad del fluido (m), afecta la
presión neta en la fractura, la pérdida
de fluido y el transporte del
apuntalante.
6. Gasto de la bomba (Q), que afecta
casi todo el proceso.
Los valores de estas seis variables
dominan el proceso de
fracturamiento.

55. El cálculo de la geometría de
fractura es esencialmente una
aproximación, debido a que
se supone que el materiales
isotrópico, homogéneo y
linealmente elástico, lo cual
sucede sólo en un material
ideal; al comportarse este
fluido como un modelo
matemático, la h se convierte
en la mayor inexactitud.

56. Todos los procedimientos de
diseño se basan en que la
columna inyectada se divide
en dos partes.
Una parte es el fluido que se
pierde por filtración y la otra
es la que ocupa la fractura
creada; por lo que no hay una
ventaja de uno sobre otro.

57. Los métodos se pueden dividir en tres grupos, dependiendo de
la forma que utilizan para calcular el espesor de fractura.
 Grupo 1. Modelos desarrollados por Perkins y Kern
(1961) y Nordgren (1972). En ellos se supone que el
espesor de fractura es proporcional a la altura de la misma.

58. Grupo 2 Modelos
desarrollados por Kristianovich
y Zheltov (1955), LeTirant y
Dupuy (1967), Geerstma y
deKlerk (1969) y Daneshy
(1973). Estos modelos proponen
que el ancho de fractura es
proporcional a la longitud de la
misma, a diferencia de Perkins y
Kern y Nordgren, que proponen
la proporcionalidad con la altura
de la fractura.

59. Las principales suposiciones entre
los modelos PKN (Grupo 1) y
KGD (Grupo2) son las siguientes:
Ambos suponen que la fractura
es plana y que se propaga
perpendicularmente al mínimo
esfuerzo.
Suponen que el flujo de fluidos
es unidimensional (1D) a lo largo
de la longitud de fractura.
Suponen que la fractura es fija
en altura o completamente
confinada.

60.  Grupo 3. Modelos
tridimensionales y pseudo
tridimensionales.
Los modelos mencionados
anteriormente están limitados
debido a que se requiere
especificar la altura de la fractura
o asumir que se desarrollará una
fractura radial.
También la altura de la fractura
varía del pozo a la punta de la
fractura. Esto puede remediarse
usando modelos planos
tridimensionales (3D) y pseudo
tridimensionales (P3D).

62. Los fluidos para
fracturamiento hidráulicos
son diseñados para romper
la formación y llevar el
agente de sostén hasta el
fondo de la fractura
generada.

63.  La presión de fractura en fondo
de pozo (BHFP) es igual al
gradiente de fractura por la
profundidad.
BHFP = FG X Depth
 BHFP es igual a la presión
instantánea al cierre (ISIP) en la
superficie + la presión
hidrostática (Ph) en la cara de la
formación.
BHFP = ISIP + Ph

64. GRACIAS