1. Por:
ALEJANDRA NAVAS
DIANA RAMÍREZ
CARLOS ROZO
CESAR BERNAL
DIEGO TRUJILLO

2. Fractura es la separación bajo presión en dos o
más piezas de un cuerpo sólido. La palabra se suele
aplicar tanto a los cristales o materiales cristalinos
como a los cuerpos rocosos o simplemente a la
superficie tectónica de un terreno.
En la industria petrolera, se busca inducir fracturas a
las formaciones de interés, para alterar
características físicas, como la permeabilidad,
buscando así mejorar las tasas de recobro, dentro
del proceso de explotación de un yacimiento
determinado.

4.  El fracturamiento hidráulico consiste en la inyección de
un fluido fracturante, altamente viscoso, por encima de
la presión de fractura de una formación, con el objeto de
generar en ella canales de flujo (fracturas) y colocar un
elemento de empaque (arena) que permita incrementar
la conductividad de la formación y, por ende, el flujo de
fluidos hacia el pozo.

5. Es la propagación de fracturas en una
roca a causa de un fluido presurizado.
Estas fracturas hidráulicas son
utilizadas para mejorar o posibilitar la
extraccion de petroleo o gas desde el
subsuelo.
Este tipo de trabajo es realizado desde
el pozo perforado en los puntos o
profundidades deseadas.
La energia de la inyeccion del fluido a
altas presiones, crea nuevos canales
en la roca, la cual mejora su
permeabilidad y se hace mas
suceptible a la extraccion de
hidrocarburos.

6. FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO
 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. También se utiliza
para controlar la producción de arena
en formaciones poco consolidadas y
para atenuar la velocidad de
deposición de materiales que dañan la
formación (asfáltenos, parafinas y
arcillas migratorias).

7. FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO
Es la propagación de fracturas en una
roca a causa de un fluido presurizado.
Estas fracturas hidráulicas son
utilizadas para mejorar o posibilitar la
extraccion de petroleo o gas desde el
subsuelo.
Este tipo de trabajo es realizado desde
el pozo perforado en los puntos o
profundidades deseadas.
La energia de la inyeccion del fluido a
altas presiones, crea nuevos canales
en la roca, la cual mejora su
permeabilidad y se hace mas
suceptible a la extraccion de
hidrocarburos.

8. FRACTURAMIENTO
HIDRÁULICO
 El fracturamiento hidraulico es tambien considerada
una herramienta para realizar una adecuada
administracion del yacimiento, que en estos ultimos
tiempos ha dado resultados satisfactorios.
 Un fracturamiento selectivo, con buena planeacion
optimiza la recuperacion de reservas y controla la
produccion en los yacimientos de hidrocarburos,
tanto de petroleo como de gas.

9.  El primer fracturamiento fue realizado en Kansas, a
finales de 1940 y el propósito fue incrementar la
producción de un pozo marginal.
 En la década de 1950 realizar este tipo de
tratamientos tiene gran impacto tanto en pozos de
petróleo como de gas.
 A mediados de los 1980 incrementa, nuevamente la
aplicación del fracturamiento hidráulico como
resultado del conocimiento científico de los modelos
de comportamiento de la fractura en la formación
productora, además ayudo el hecho de realizar el
fracturamiento hidráulico masivo (mhf). La tendencia
consistía en fracturar formaciones con
permeabilidades muy bajas

10. BREVE HISTORIA DEL
FRACTURAMIENTO
HIDRAULICO.
 Con las capacidades modernas del fracturamiento
mejorado, como es el caso de fracturar formaciones con
permeabilidades entre moderadas y altas, con la técnica
conocida como “Frac & pack” y el hecho de disminuir los
costos han permitido considerar al tratamiento hidráulico
como un tipo de terminación para los pozos petroleros .
 En la actualidad técnicas como tratamientos sucesivos, o
métodos combinados de estimulación y control de
arenas son realizados usando como base el
fracturamiento de las formaciones utilizando la fuerza
hidráulica.

11. Inicialmente los primeros tratamientos se mantuvieron dentro
de limites muy conservadores. Inyeccion de volumenes de
200 a 400 galoners de fluido con media libra de arena por
galon. Con velocidades de 2 a 4 barriles por minuto era
considerado como un tratamiento promedio, y el doble de
esas cantidades era ya un trabajo grande.
En ocasiones un operador se arriesgaba a realizar un
tratamiento con 1,500 o 2000 galones por minuto y se le
consideraba muy arriesgado.
Estos trabajos de inyeccion y fracking dieron como resultado el
aumento paulatino de las tazas y presiones de
fracturamiento.

12. A medida que las tasas aumentaban se experimenta con
fluidos de menor viscosidad, lo que reduce los costos y
da muy buenos resultados.
A finales de 1952 se popularizo el uso del metodo de
fracturamiento hidraulico y comenzaron a desarrollarse
nuevas tecnicas.
Los tratamientos realizados en 1975 mostraron en
promedio 37000 a 45000 libras de arena, en un
promedio de 1,25 libras por galon.
En el presente los tratamientos difieren mucho a los de
hace 25 años, se bombean 200,000 a 500,000
galones de fluido y 500,000 o 1’000,000 de libras de
arena.

13.  Por que fracturar?
El proceso de fracturamiento hidráulico de un pozo, debe reunir
una o mas de las siguientes razones.
1. Desviar el flujo: Normalmente se desea desviar el flujo de
produccion normal, cuando existe algun tipo de daño en las
vecindades del pozo, este daño conocido como skin damage
evita que se desarrolle una explotacion adecuada del
reservorio por lo que el objetivo es retornar el pozo a su
productividad normal.
2. Extender una ruta: Existen rutas preferenciales dentro del
reservorio que aportan gran cantidad de flujo al pozo, el
objetivo al fracturar la formacion es hacer que estos canales
extiendan su alcance dentro del yacimiento, para llegar a
lugares con alta saturacion y poca permeabilidad.

14. Alterar el flujo: se busca
alterar el tipo de flujo que
se lleva a cabo en el
pozo. Esto permite que se
realice una adecuada
gestion en la administracion
del yacimiento.

15. Desarrolla Sobrepasa zonas Reduce la
Mejora la
reservas altamente deposición de
producción.
adicionales. dañadas. asfáltenos.
Asegura la
Controla la Conecta sistemas Conecta
producción de
producción de de fracturas formaciones
intervalos con
escamas. naturales. lenticulares.
arcillas laminares.
Disminuye la Incrementa el área Disminuye el Reduce la
velocidad de flujo efectiva de numero de pozos necesidad de
en la matriz drenaje de un necesarios para perforar pozos
rocosa. pozo. drenar un área. horizontales.
Retarda el efecto
de conificación
del agua

17. • Fluido de inyección y fluido a
producir
• Compatibilidad de los fluidos
• Humectabilidad
• Gravedad API
• Composición del Agua
• Profundidad
• Gradiente de Fractura (variación pe
Factores en la presión de fractura con la
profundidad y tasa de inyección)
el sistema • Porosidad
• Saturaciones
roca fluido • Permeabilidad
• Presión de Yacimiento
• Contactos Gas-Petróleo y Petróleo-
Agua
• Litología
• Mineralogía
• Espesor
• Temperatura

18. • Integridad del revestidor y del Cemento
• Intervalos abiertos a Producción
• Profundidad
DATOS DEL • Registros disponibles
POZO • Configuración mecánica
• Características del Cañoneo
• Trabajos anteriores en el pozo y en pozos
vecinos
• Esfuerzo mínimo en sitio.
GEOMETRÍA • Relación de Poisson
DE LA
FRACTURA • Módulo de Young
• Presión de Poro (yacimiento)

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

20. ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA
 El caso que aquí nos ocupa es
donde el estado original de
esfuerzos cumple la siguiente
condición:

 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, como
lo ilustra la
 Figura 1, independientemente de
las condiciones de terminación
incluyendo la orientación
Figura 1. Orientación de la fractura creada
preferencial de los disparos. por tensión.

21.  La fractura de una roca se
realiza perpendicularmente al
mínimo esfuerzo y por lo tanto
en la mayoría de pozos, la
fractura es vertical.
 Si la tasa de bombeo se
mantiene superior a la tasa de
pérdida de fluido en la fractura,
entonces la fractura se propaga
y crece, como se observa en la
Figura.

22.  La perdida de fluido en la
fractura es el resultado de
un balance volumétrico.
 Una parte del volumen del
fluido abre la fractura y
otra invade las
vecindades de la misma.
 Inicialmente se inyecta
solo fluido pues se espera
a que se abra la fractura
para comenzar a
adicionar el material
soportante.

23. ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA
 Si la formación es
homogénea, el crecimiento
tiende a ser radial.
 Rara vez crece más de 300
pies en longitud.
 El ancho es independiente
de la reología, depende de
la elasticidad.
 Se inicia en la roca
permeable y crece a la
impermeable.

25. Factores en el sistema tasa de inyección)
roca fluido: - Porosidad
-Fluido de inyección y fluido - Saturaciones
a producir - Permeabilidad
- Compatibilidad de los - Presión de Yacimiento
fluidos -Contactos Gas-Petróleo y
- Humectabilidad Petróleo-Agua
- Gravedad API - Litología
- Composición del Agua - Mineralogía
- Profundidad - Espesor
- Gradiente de Fractura - Temperatura
(variación pe la presión de
fractura con la profundidad y

26.  Datos del Pozo  Geometría de la
Fractura
 ‡ Integridad del revestidor  ‡ Esfuerzo mínimo en
y del Cemento sitio.
 ‡ Intervalos abiertos a  Relación de Poisson
Producción  Módulo de Young
 Profundidad
 Registros disponibles  Presión de Poro
 Configuración mecánica (yacimiento)
 Características del
Cañoneo
 Trabajos anteriores en el
pozo y en pozos vecinos

27.  Determinar la geometria de la fractura antes, durante y
despues es importante para evaluar el comportamiento
y propagacion del fracturamiento, ademas de evaluar
la viabilidad del proyecto.
 para lo anterior se utilizan modelos de simulacion que
nos permitan caracterizar la geometria del
fracturamiento.
 Para estudiar la geometria de las fracturas se tienen las
siguientes consideraciones:
• Material isotrópico y homogéneo.
• ‡ Comportamiento elástico lineal.
• ‡ Reología conocida.

28. Modelos 2-d
Son aproximaciones analiticas
que suponen altura constante y
conocida.
 Para longitudes de fractura
mucho mayores que la altura
modelo (Perkins & Kern) PKN
 Para longitudes mucho
mayores a la altura modelo
KGD
 Modelo radial 2xf=hf. Crecen
tanto altura como longitud.

29. MODELOS 3-D
 Los modelos 3D solventan las
limitaciones impuestas en el
desarrollo de los modelos de
dos dimensiones.
 Un modelos 3D completo es
complejo por que requiere de
una cantidad significativa de
datos para justificar su uso y
un analisis mucho mas
detallado.
 Existen modelos KGD y PKN

30.  Para hablar acerca de la hidraulica del fracturamiento debemos introducir
algunos terminos relacionados con la mecanica de esfuerzos:
1. Modulo de elasticidad de young: es un tipo de constante elastica que
relaciona una medida relacionada con la tensión y una medida relacionada
con la deformación.
2. El coeficiente de Poisson: corresponde a la razón entre la elongación
longitudinal y a la deformación transversal en un ensayo de tracción.
Alternativamente el coeficiente de Poisson puede calcularse a partir de los
módulos de elasticidad longitudinal y transversal.
 Deformación y esfuerzos: La roca al someterse a una carga se deformará
cumpliendo la ecuación de elasticidad: W=EI
 W=esfuerzo
 E = Módulo de elasticidad de Young
 I= deformación
 Los esfuerzos en una dirección generan
deformaciones en otras direcciones

31. • Presiones de Estimulación
• Cálculos de fricción
– Fricción en los tubulares
– Fricción en los punzados
– Tortuosidad (FNWB)
– Fricción del fluido de fractura viajando a través de
la misma ( Far-Field)
• Entrada limitada
– Número de perforaciones
– Tamaño de las perforaciones
– Caudal de Inyección

32. La presión de fractura en fondo de pozo (BHFP) es
igual al gradiente de fractura por la profundidad.
BHFP = Gradiente de fractura X Profundidad
BHFP es igual a la presión instantanea al cierre
(ISIP) en la superficie + la presión hidrostática (Ph)
en la cara de la formación.
BHFP = Presion instantanea al cierre + Presion
hidrostatica

33. 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 fricción total (Pf)
BHFP = Presion de Tratamiento en Superficie +
Presion hidrostatica – Caida de la Friccion total
La caída de presión total es igual a las perdidas en las
tuberias
(Pfpipe) “+” perdidas de fricción en los punzados
(Pfperf) “ + ” las perdidas de fricción cerca del pozo
(near-wellbore friction /Pfnwb)
Pf= Perdidas Tubulares + Perdidas de friccion en
los punzados + Perdidas de friccion cerca del pozo

34. 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 = Densidad del Fluido lb/gal. X
Profundidad vertical X 0.052

35. Las perdidas de presión por fricción en los tubulares es
usualmente determinada de cartas obtenidas en pruebas de
laboratorio.
Las perdidas de presión por fricción en los punzados es
usualmente determinada de cartas obtenidas en pruebas de
laboratorio.
• La presión de tratamiento en fondo (BHTP) es igual a la
presión de tratamiento en superficie “+” la presión
hidrostática “ –” las perdidas de fricción totales.
BHTP = STP + Ph - Pf

37. STP = BHFP - Ph + Pf Pfpipe = Perdidas en los
Pf = Pfpipe + Pfperfs + Pfnwb Tubulares
BHFP = ISIP + Ph Pfperf = Presion por Friccion en
los punzados
BHFP = Frac Gradient X Depth
Pfnwb = Perdidas de Presion
BHFP = STP + Ph - Pfpipe -
cerca del Pozo
Pfperf- Pfnwb
ISIP = presión instantanea al
cierre
STP = Presion de tratamiento
Gradientes de Fractura
Superficie
0 - 4,000 ft 0.90 psi/ft
BHFP = Presion de Fractura en
el Pozo 4,000 - 6,000 ft 0.80 psi/ft
Ph = Presion Hidrostatica 6,000 - Deeper 0.70 psi/ft

38. PROCESO DE
FRACTURAMIENTO
HIGRÁULICO
TIPO DE FLUIDO CONTROL DE LA
PRESION (bombeo) OPERACIÓN
Aplica presión mayor Precolchón (salmuera •Presión 1. Presión de
a la P de fractura de •Gasto ruptura.
o gelatina lineal) 2. Presión de
la roca. •Dosificación del bombeo
apuntalante 3. Presión de
•Dosificación de cierre
Continúa aplicando Colchón de gelatina aditivos instantánea
presión para •Condiciones del
extender la fractura. fluido fracturante
bombeo del tratamiento

39. FRICCION EN
TUBULARES
 Regímenes de Flujo
– Flujo Tapón
– Flujo Laminar
– Flujo Turbulento
– Flujo transicional
 Número de Reynolds
 Número de fricción de
Fanning

40.  Númerode Reynolds - Fluidos
Newtonianos
Donde:
Q =Caudal, bpm
ρ= densidad, lb/gal
d= diámetro interno de la tubería, inch
μ= viscosidad, centipoise (cp)
NR <2000 flujo laminar, NR >4000 flujo turbulento.

43. Fluidos Newtonianos
Pf = Fricción en Tubulares, psi
L = Longitud del tubular, feet
ρ = Densidad, lb/gal
Q=caudal , bpm
d = Diámetro interno del tubular, inch
f = Factor de fricción de Fanning
El factor de fricción de Fanning depende del Número de Reynolds (NR)

44.  Fluidos no- Newtonianos
d = Diámetro interno del tubular, inch
V = Velocidad del fluido, ft/sec
ρ = Densidad del fluido, lb/gal
K’ = Indice de consistencia, lb-secn’/sq ft
n’ = Indice de comportamiento de flujo
Q = Caudal, bpm
Re entre 2100 y 3500 que dependen del índice de
comportamiento de flujo n

45. Pf =pérdida de presión, lpc
L = longitud de la tubería, pies
ρ = densidad, lb / gal
V = velocidad del fluido, m / s
D = diámetro interior del tubo, pulgadas
f = factor de fricción de Fanning
Factor de fricción de Fanning depende del número de Reynolds (NR)

46. Rate = caudal en BPM
Perf = perdida por fricción psi
ID= diámetro interno en pulgadas
Es una constante que concentra una variable
conocida como coeficiente de descarga la cuál
esta basada en los efectos del túnel perforado.

47. Q = caudal, lpm
D = densidad del fluido, lb / gal
C = coeficiente de descarga de perforación
H = diámetro de la perforación, pulgadas

48. Ecuación Modificada de Cramer
Compensa por efectos de la erosión de la perforación
“K” es conocida como “coeficiente de descarga” esta
basado en los efectos del tunel de la perforación. Los
valores varían entre 0.6 al inicio del tratamiento hasta
0.9 al final del mismo.

49. Q = caudal, lpm
D = densidad del fluido, lb / gal
C = coeficiente de descarga de perforación
H = diámetro de la perforación, pulgadas
Pfperf = presión por fricción de perforación, psi

50.  Definida como la restricción en las
cercanias del pozo para iniciar y
orientar la fractura.

51.  Definida
como la fricción del fluido
mientras viaja a lo largo de la fractura

52. Definida como la presión a la cuál la fractura se cierra
• Cabe destacar que no es:
– Presión de cierre instantaneo (ISIP)
– Esfuerzo mínimo horizontal (hmin)
– Menor esfuerzo principal (min)
– Gradiente de Fractura
– Presión de Propagación de la fractura
• Es usualmente obtenida del análisis de la declinación de
presión durante el minifrac.
• Una vez que se conoce la presión de cierre, esta puede ser
usada para determinar el tiempo de cierre el cual es usado
para determinar la eficiencia del fluido.
• La presión de cierre es requerida para definir la presión
neta durante la inyección del tratamiento principal.

53. Es una variable que nos ayuda a determinar la
geometría de la
fractura durante la operación.
• pnet = pfracture - pclosure
• pnet = psurface gauge +phydrostatic -
pfrictiontotal - pclosure
• pfrictiontotal= pfriction
pipe+pfrictionperforations+ pnwb