Fracturamiento hidraulico (1)

FRACTURAMIEN
TO HIDRAULICO
FUNDACION UNIVERSIDAD DE
AMERICA

INTEGRANTES

 Vanessa Rubio Muñoz
 Angélica Torres
Guerrero
 Hans Cifuentes Bernal
 Juliana Pachón
Rodríguez
 Fabián Peña Amaya
 Diego Torres Salcedo
AMERICA

INDICE
1. Definición
2. Proceso
3. Por que se hace
4. Evolución
5. Objetivos
6. Beneficios
7. Orientación de la fractura
8. Factores que influyen en la
fractura
9. Geometría de la fractura
10. Hidráulica de fracturamiento FUNDACION UNIVERSIDAD DE
AMERICA

DEFINICIÓN
AMERICA

DEFINICION
 Inyección de un fluido
fracturante.
 Generar en ella canales
de flujo (fracturas).
 Colocar elemento de
empaque.
 Cuando la fractura se
genera se sigue
aplicando presión para
extenderla.
 Ayuda al pozo a lograr
una tasa de producción
más alta.
AMERICA

PROCESO
AMERICA

PROCESO
 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. FUNDACION UNIVERSIDAD DE
AMERICA

POR QUE SE HACE
AMERICA

POR QUE SE HACE
La operación de
fracturamiento hidráulico se
realiza en un pozo 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. FUNDACION UNIVERSIDAD DE
AMERICA

EVOLUCIÓN
AMERICA

EVOLUCION

 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.
AMERICA

EVOLUCION
 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. FUNDACION UNIVERSIDAD DE
AMERICA

EVOLUCION

 La generación más reciente de
fluidos 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 AMERICA

OBJETIVOS
AMERICA

OBJETIVOS

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.

AMERICA

OBJETIVOS

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.

AMERICA

OBJETIVOS
 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
AMERICA

BENEFICIOS
AMERICA

BENEFICIOS

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

ORIENTACIÓN DE LA
FRACTURA
AMERICA

ORIENTACIÓN DE LA
FRACTURA

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

AMERICA

ORIENTACIÓN DE LA
FRACTURA
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.

AMERICA

ORIENTACIÓN DE LA
FRACTURA
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 FUNDACION UNIVERSIDAD DE
fractura. AMERICA

ORIENTACIÓN DE LA
FRACTURA

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

AMERICA

ORIENTACIÓN DE LA
FRACTURA
 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.

AMERICA

ORIENTACIÓN DE LA
FRACTURA
Puede ser:

AMERICA

ORIENTACIÓN DE LA
FRACTURA
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.

AMERICA

ORIENTACIÓN DE LA
FRACTURA
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. FUNDACION UNIVERSIDAD DE
AMERICA

ORIENTACIÓN DE LA
FRACTURA
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. FUNDACION UNIVERSIDAD DE
AMERICA

ORIENTACIÓN DE LA
FRACTURA
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.

AMERICA

ORIENTACIÓN DE LA
FRACTURA
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.

AMERICA

ORIENTACIÓN DE LA
FRACTURA
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 FUNDACION UNIVERSIDAD DE
AMERICA

ORIENTACIÓN DE LA
FRACTURA
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.

AMERICA

FACTORES QUE
INFLUYEN EN UNA
FRACTURA
AMERICA

Esfuerzos
Locales

Compresibilidad Presión De
Roca Sobrecarga

FACTORES

Comportamiento Presión De
De la Roca Poro

AMERICA

ESFUERZOS LOCALES

 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.
AMERICA

ESFUERZOS LOCALES
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’

AMERICA

ESFUERZOS LOCALES
 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
AMERICA

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

AMERICA

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

AMERICA

PRESIÓN DE PORO

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 AMERICA

PRESIÓN DE PORO

 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 FUNDACION UNIVERSIDAD DE
AMERICA

COMPORTAMIENTO DE LA
ROCA
 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
AMERICA

ROCA
 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.
σ =E*
 Se fundamenta en los
ε
conceptos de esfuerzo (σ) y
deformación (ε), los cuales
relaciona la Ley de Hooke. FUNDACION UNIVERSIDAD DE
AMERICA

ROCA

Modulo de Young

Relación de Poisson

Modelo poroelástico

AMERICA

MODULO DE YOUNG
 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.

AMERICA

RELACIÓN DE POISSON

 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.
AMERICA

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.

AMERICA


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. FUNDACION UNIVERSIDAD DE
AMERICA

MODELO POROELÁSTICO
 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

AMERICA

COMPRESIBILIDAD DE LA
ROCA
 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 FUNDACION UNIVERSIDAD DE
AMERICA

ROCA

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

AMERICA

ROCA
 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. FUNDACION UNIVERSIDAD DE
AMERICA

GEOMETRIA DE LA
FRACTURA
AMERICA

PARÁMETROS DE DISEÑO

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. FUNDACION UNIVERSIDAD DE
AMERICA

PARÁMETROS DE DISEÑO
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.
AMERICA

MODELOS DE DISEÑO
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. FUNDACION UNIVERSIDAD DE
AMERICA

MODELOS DE DISEÑO

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.
AMERICA

MODELOS DE DISEÑO
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.

AMERICA

MODELOS DE DISEÑO
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.
AMERICA

MODELOS DE DISEÑO
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.
AMERICA

MODELOS DE DISEÑO
 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).
AMERICA

HIDRAULICA DE
FRACTURAMIENTO
AMERICA

HIDRAULICA DE
FRACTURAMIENTO

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

PROPIEDADES Y
CARACTERISTICAS DEL FLUIDO
DE FRACTURAMIENTO
1. Un fluido de fractura tiene que
ser compatible con el fluido de
formación y compatible con la
roca.

 No debe generar ninguna
emulsión con el petróleo o
agua de formación.
 No debe generar un bloqueo
en el caso de yacimientos de
gas seco.
 No debe reaccionar
químicamente con la roca.
 No debe desestabilizar las
arcillas.

AMERICA

PROPIEDADES Y
DE FRACTURAMIENTO
2. Un gel de
fractura debe
generar un
ancho suficiente
de fractura para
que el agente de
sostén penetre
hasta la longitud
deseada.

AMERICA

PROPIEDADES Y
DE FRACTURAMIENTO
3. El gel debe ser capaz
de transportar el
agente de sostén
durante todo el tiempo
que dura la operación.

 Diferencia entre longitud
de 30 a 300 mts.

 A mayor profundidad se
requiere que la
viscosidad aumente para
mantener la capacidad
de transporte del agente
de sostén.
AMERICA

PROPIEDADES Y
DE FRACTURAMIENTO
4. Otra propiedad es
el control de
la pérdida de
fluido, o eficiencia
del fluido.
Depende de:
 Temperatura
 Permeabilidad
 Fluido de
Formación
AMERICA

PROPIEDADES Y
DE FRACTURAMIENTO
5. Como los
volúmenes de
fluidos son muy
grandes se
requieren de
fluidos de bajos
costos.
 No se puede
siempre cumplir con
todas estas
propiedades y
normalmente se
debe llegar a alguno
compromiso en el
diseño. FUNDACION UNIVERSIDAD DE
AMERICA

PRESIONES DE
ESTIMULACION: Presión de
Fractura
 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
AMERICA

PRESIONES DE
Fractura
 La presión de fractura
en fondo ( BHFP) es
igual a la presión de
tratamiento en
superficie (STP) “+” la
presión hidrostática
(Ph) “-” menos la
caída de presión total
(Pf).

BHFP = STP + Ph - Pf
AMERICA

PRESIONES DE
Fractura
 La caída de presión
total es igual a las
perdidas en la tubería
(Pfpipe) “+” perdidas
de fricción en las
perforaciones (Pfperf)
“+” las perdidas de
fricción cerca del pozo
(near-wellbore friction
/Pfnwb).

Pf = Pfpipe + Pfperfs +
Pfnwb
AMERICA

PRESIONES DE
Fractura
 La presión hidrostática (psi)
es igual a un factor de
conversión (0,052)
multiplicado por la
profundidad vertical (LF / en
ft) y multiplicado por la
densidad de fluido (en
lb/gal).

PH = lb/gal. x LF x 0.052

 Tanto la perdida de fricción
en la tubería como la
perdida de presión en los
perforados se determinan
por pruebas de laboratorio.
AMERICA

EJERCICIOS

1. ¿Cuál es la Presión de Fractura?

 Gradiente de Fractura: 0.75 psi/ft
 Profundidad: 6,250 ft

 BHFP = Frac Gradient X Profundidad
= 0.75 psi/ft x 6,250 ft
= 4688 psi
AMERICA

EJERCICIOS

2. ¿Cuál es la Presión de Fractura?

 STP: 4,000 psi
 Prof: 12,500 ft
 Fluido: 10 ppg

BHFP = ISIP + Ph
= 4000 + (0.052x10x 12500)
= 10500 psi

AMERICA

EJERCICIOS
3. ¿ Cuál es el ISIP?
 Gradiente de Fractura: 0.80 psi/ft
 Profundidad: 9,200 ft
 Fluido: 2% KCL(8.43 lpg)

ISIP = BHFP - Ph
ISIP= (0.80x9200) - (0.052x8.43x 9200)
ISIP= 7360 – 4033 = 3327 psi.

AMERICA

EJERCICIOS
4. ¿ Cuál es el gradiente de fractura ?
 Prof: 12,500 ft
 BHFP: 10500 psi

Gradiente = BHFP/ Prof.
Gradiente= 10500 psi / 12500 ft
Gradiente = 0.84 psi /ft

AMERICA

GRACIAS
POR SU
ATENCIÓN
AMERICA

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