1. FRACTURAMIENTO
IAN MARTÍNEZ
DANIELA HERRERA
CATHERINE CÁRDENAS
ADRIAN ROJAS
VALENTINA LOZANO
JAIME ÁNGEL

2. FLUIDOS DE FRACTURA

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

4. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE
FRACTURA
Para estos deben cumplir ciertos requerimientos y deben tener ciertas propiedades:
1. Un fluido de fractura tiene que ser compatible con el fluido de formación y
compatible con la roca.
2. Un gel de fractura debe generar un ancho suficiente de fractura para que el agente de
sostén penetre hasta la longitud deseada.
3. El gel debe ser capaz de transportar el agente de sostén durante todo el tiempo que
dura la operación.
4. Control de la pérdida de fluido, o eficiencia del fluido.
5. El gel tiene que romperse completamente volviendo en algo lo más parecido posible
al fluido base.
6. Como los volúmenes de fluidos son muy grandes se requieren de fluidos de bajos
costos.

5. OBJETIVOS DEL FRACTURAMIENTO
 Esta técnica se utiliza para
incrementar la conductividad del
petróleo o gas y para reducir o
eliminar el efecto de daño en los
pozos.
 Se emplea para el control de la
producción de arena en
formaciones poco consolidadas.
 Atenúa la velocidad de
deposición de materiales que
dañan la formación como
asfáltenos, parafinas y arcillas
migratorias.

6. • Base Agua
• Base Aceite
TIPOS DE • Polímeros
(Viscosificante)
FLUIDO DE • Los Geles
FRACTURAS

7. FLUIDO BASE AGUA
Bajo Costo
Se pueden
utilizar
Alto desempeño
polímeros
solubles en agua
VENTAJAS
No existen
Fácil manejo en
problemas de
superficie
incendios
Minimiza la
fricción tubular

8. FLUIDO BASE AGUA
DESVENTAJAS
No lleva el agente
Bajos valores de de sostén dentro de
viscosidad. la fractura
fácilmente.

9. FLUIDO BASE ACEITE
Altos valores de
viscosidad
El flujo de retorno
No generan ningún
es incorporado
tipo de daño en la
directamente a la
formación
producción
VENTAJAS
Previene la
decantación de Minimiza perdidas
agente de sostén de fluido.
hacia el fondo de la
fractura.

10. FLUIDO BASE ACEITE
Alto riesgo de
incendio
Impacto Conductividad
ambiental DESVENTAJAS de la fractura es
severo baja
Transportan
arenas a bajas
concentraciones

11. POLIMEROS
• Hidroxietil celulosa (HEC)
• Hidroxipropil celulosa (HPC)
• Goma Guar
• Carboximetilhidroxietil celulosa (CMHEC)
• Fluidos de Nueva Generación
• Hidroxipropil Guar (HPG)
• Carboximetilhidroxipropil Guar (CMHPG)

12. GELES
 Se utilizan en situaciones en las que se desea
mejorar la eficiencia de barrido en roca matriz y se
inyectan volúmenes definidos de baja concentración,
también denominados “microgeles”.
 Para corregir fracturas o canales de alta
permeabilidad debe aumentarse la concentración de
polímeros.

13. ADITIVOS
Controla
perdidas de
fluidos
Ejerce un Minimiza el
control de USOS daño de
bacterias formación
Controla el
pH

14. TIPOS DE ADITIVOS
ADITIVOS FUNCIÓN
Amortiguadores Ajustar el pH en fluidos acuosos, promueve la
hidratación de polímeros.
Bactericidas Previene la pérdida de viscosidad en fluidos acuosos por
degradación bacterial.
Estabilizadores Previene la degradación de geles polisacáridos a
temperaturas superiores a los 200ºF
Interruptores Elimina el gel polímero en pozos de baja temperatura
Surfactantes Promueve la formación de burbujas estables en
espumas. Agente reductor de tensión superficial. Ayuda
a la limpieza de la fractura del fluido de fracturación.
Bactericida y agente controlador de arcillas
Estabilizadores de arcillas Prevenir e inhibir la hidratación de arcillas y migración.
Control de perdida de Taponar los poros y evitar la perdida de fluido a través
fluido de la formación

15. ACTIVADORES MAS USADOS
BORATO
TITANATO ACTIVADORES ZIRCONATO
ALUMINATO

16. CRITERIO DE SELECCIÓN
DESEMPEÑOS EN ALTAS
TEMPERATURAS.
OXIDANTES
RAPIDO ROMPIMIENTO
SENSIBILIDAD QUIMICA
QUEBRADORES
INTEGRADIDAD DE
ROMPIMIENTO.
ENZIMAS
DURACION DE
ROMPEDOR.

17. PERDIDAS DE FILTRADO
 Una característica importante de los fluidos de fractura es
su capacidad de controlar la pérdida de fluido.

18. Efecto de pared CW
• El revoque impide el flujo del gel y del filtrado
hasta la formación.
Efecto de la viscosidad del filtrado CV
• La viscosidad del fluido que penetra en los poros
de la formación puede generar suficiente
resistencia para impedir el flujo.
Efecto de compresibilidad del fluido de
formación CC
• Si el fluido de formación es incompresible será
mucho más difícil para el filtrado desplazarlo.

19. EFICIENCIA DEL FLUIDO

20. RESIDUOS

21. DISEÑO DE FRACTURAS

22. DISEÑO DE FRACTURAS
 El diseño de un tratamiento
involucra un proceso de
optimización que permite
balancear la predicción del
incremento de producción
con su costo asociado.
 El diseño de un trabajo de
fracturamiento es exclusivo
para un determinado pozo y
no debe ser aplicado a otro.

23. PARAMETROS DEL DISEÑO
Litología y
mineralogía de la
formación.
Geometría de la
fractura.
Fluidos y energía
del yacimiento
Configuración física
del pozo.

24. OPTIMIZACIÓN ECONOMICA
 Selección del sistema de fluidos aplicable a la formación.
 Selección del apuntalante.
 Determinación del volumen a bombear.
 Selección de un modelo apropiado de la propagación de la fractura y conductividad para las
características de la formación.
 Determinación de la entrada de datos requeridos para el modelo geométrico seleccionado.
 Determinación de la penetración y conductividad de la fractura para una selección del tamaño del
tratamiento y concentración del apuntalante por medio de un simulador.
 Determinación del gasto de producción y recuperación acumulada en un determinado período.
 Cálculo del valor presente de los ingresos netos de la producción basada en un gasto discontinuo.
 Cálculo del costo total del tratamiento, incluyendo los costos asociados con los fluidos, apuntalante .

25. VARIABLES DE DISEÑO
• Base del Fluido
• Viscosidad del fluido
• Propiedades de pérdidas de filtrado
• Fricción en la tubería
• Volumen de fluido
• Gasto de inyección
• Tipo de Sustentante
• Concentración del sustentante
• Propiedades físicas de la formación
• Temperatura del fluido en la fractura

26. Disponibilidad Calidad
SELECCIÓN
DEL FLUIDO
DE FRACTURA
Condiciones del pozo Disponibilidad

27. Base Alcohol. En
fracturamiento hidráulico,
el alcohol
reduce la tensión
superficial del agua y tiene
un amplio
Base Aceite. Se debe a uso como estabilizador de
que determinados tipos de temperatura. Emulsiones. En
geles requieren este tipo presencia de geles reducen
de base para preparar el las
fluido pérdidas por fricción.
fracturante.
Base espuma. Es una
nueva tecnología donde
Base Agua. Son los más SELECCIÓN las
utilizados en el
tratamiento de DEL burbujas de gas proveen
pozos con fracturamiento FLUIDO DE alta viscosidad y una
excelente
hidráulico. FRACTURA capacidad de transporte
del material soportante.

28. TEMPERATURA DEL FONDO DE POZO
Fluido a una
Taponamiento determinada
temperatura
Arenamiento Viscosidad
Perdida de
fluido por
filtrado a la
formación

29. CAPACIDAD DE TRANSPORTE DE FLUIDO
La selección se basa La selección se basa
Evaluar:
en : en :
• La capacidad de • La compatibilidad • La capacidad del
suspensión del con los fluidos y fluido para trasmitir
fluido a la propiedades de la la presión
temperatura de roca del pozo. hidráulica dentro de
fondo de pozo . la fractura.
• Extender la fractura
• Reducir la dentro de la • Crear suficiente
posibilidad de formación. anchura de la
arenamiento fractura como para
• Controlar su permitir la
depositación colocación del
agente sostén
dentro de la
fractura

30. Pueden ser:
Previenen el cierre de la
fractura tras el bombeo. Se ‡ Arena Brady,Texana y
añaden al fluido de Ottawa
fracturamiento al mismo
momento que éste es
bombeado dentro de la ‡ Agentes Mejorados:
fractura Bauxita Sinterizada,
Arenas cubiertas de
resina.
Propiedades:
‡ Redondez y esfericidad.
‡ Gravedad específica. AGENTE
‡ Densidad volumétrica.
‡ Partículas finas y limos. SOSTEN
‡ Resistencia a la ruptura

31. SELECCIÓN DE AGENTE SOSTEN

32. SELECCIÓN DEL APUNTALANTE
 Optimiza la permeabilidad o
conductividad con la mejor
relación costo / beneficio
asociado.
 Debe considerarse el volumen
de apuntalante y el costo
requerido para obtener una
conductividad óptima o
deseada.
 A medida que el esfuerzo se
incrementa, el volumen relativo
de apuntalante (VRP) también
aumenta

33. SELECCIÓN DEL
TAMAÑO DE
TRATAMIENTO
• El tamaño del tratamiento se debe
basar idealmente en la penetración
óptima de la fractura, determinada
por las consideraciones económicas.

34. SELECCIÓN DEL GASTO DE INYECCION
Se deben considerar altos gastos de inyección
para incrementar la eficiencia del tratamiento
Resultado de Incrementar el Mejorar
disminuir los ancho y altura de directamente la
tiempos de la fractura capacidad de
pérdida de fluido transporte del
apuntalante
debido al
incremento de la
velocidad de la
mezcla

35. SELECCIÓN DEL
MODELO
GEOMETRICO
La simulación
Asegurarse de que la
adición de apuntalante del modelo Determinar el fluido de
tratamiento y volumen
no cause un geométrico de apuntalante
arenamiento no
deseado. permite : requerido
Asegurar que la
concentración de
apuntalante
proporcione una
adecuada
conductividad

36. • En dos
dimensiones
Modelos • En tres
Geométricos dimensiones

37. Modelos Geométricos en dos
dimensiones
• Perkins, Kern, Nordgren - Eliptico
• Geertsma & de Klerk, Daneshay, Khristianovich-Zheltov
• Rectangular
• Forma Radial o Penny
Modelos Geometricos en tres
diemensiones
• Full Tres-Dimensiones
• Pseudo Tres-Dimensiones
• Lumped Tres-Dimensiones
• Non-Planar Tres-Dimensiones

38. EN DOS DIMENSIONES
 Deformación plana: Si se asume que un sólido es
infinito en al menos una dirección, y que fuerzas externas
(si hay alguna) son aplicadas paralelas a esa dirección,
entonces es obvio que el estado de deformación se reparte
en cada diferencial de sección transversal infinitamente
• Estado de deformación plana en el plano horizontal
KGD (Khristianovitch, Zheltov, 1955) (Geertsma y de Klerk, 1969)
• Estado de deformación plana en el plano vertical, normal a la
PKN dirección de propagación de fractura.(Perkins y Kern, 1961)
(Nordgren, 1972)
Elipsoidal Vertical • Estado de deformación radial en el plano vertical

39. KGD

40. PKN

41. ELIPSOIDAL VERTICAL

42. MODELO EN TRES DIMENSIONES
FULL PSEUDO 3D NO PLANAR 3 D
• No proveen respuestas rápidas • Provee respuestas rápidas (corre en • No provee respuestas rápidas (corre
(corren en estaciones de trabajo de PC) en computadores muy potentes)
gran capacidad de procesamiento)
• Basado en modelos 2-D, ajusta la • Usa ecuaciones completas para
• Usa ecuaciones complejas para altura de la fractura (fija) a lo largo modelar la apertura y crecimiento de
modelar el flujo de fluidos, apertura de la longitud de misma. la Fractura
de la fractura, crecimiento de
fractura y transporte del • Usa solamente 1-D en cuanto al • No permite modelar de forma
apuntalante. Transporte del apuntalante y flujo de completa el transporte del
fluidos (No considera Convección) apuntalante y flujo de fluidos
• Utiliza mecanismos de fractura
elástica lineal. • Buenas capacidades para el ajuste de • Capaz de calcular la curvatura de la
la Presión Neta. fractura
• Limitadas características de ajuste
de la presión neta.(debido a factores • Limitada capacidad de ajuste de la
de tiempo y costo asociado presión neta (debido a tiempo
y costo ).

43. SOFTWARE
DISPONIBLES
• Mfrac III
• Fracpro
• Frac Cade
• Gopher
• Stim plan

44. PROCESO DE FRACTURA

45. PROCESO DE FRACTURA
COMPORTAMIENTO ESFUERZO DEFORMACION

46. Registros
eléctricos.
Estudios de
Análisis pre y
laboratorio sobre
postfractura de
propiedades de
pozo vecinos
formación.
INFORMACION PREVIA
Estudios de
laboratorio sobre Análisis de prueba
propiedades de micro y mini frac.
formación
Simuladores del
comportamiento
de producción

47. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE
FRACTURAMIENTO HIDRAULICO
 Consiste en una mezcla de químicos especiales para obtener
un fluido apropiado y así poder bombear la mezcla del fluido
dentro de la zona a altas tasas y presiones para acuñar y
extender la fractura. Inicialmente un fluido llamado “Pad”
(fluido de fracturamiento) es bombardeado para la fractura
inicial, la primera cantidad de fluido que entra en la fractura
se encarga de la creación de la misma y del control de la
pérdida de fluido dentro de la formación, a lo largo de las
superficies de la formación creadas por la fractura, las cuales
son paredes de la misma. Las fracturas se extienden o se
propagan a medida que se continúa bombeando el fluido de
tratamiento. La fractura producida proveerá canales de alta
conductividad desde el yacimiento hasta el fondo del pozo. Se
podría considerar que después de fracturar un pozo, se origina
un cambio de patrón de flujo radial o lineal.

48. FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

49. CONTROL DE PROCESOS
Dosificación
Presión del
apuntalante
Condiciones
Gasto del fluido
fracturante
Dosificación
de aditivos

50. Monitoreo de presiones en superficie
a) Presión de rotura: es el punto en que la formación falla y
se rompe.
b) Presión de bombeo: es la necesaria para extender la
fractura, manteniendo el gasto constante.
c) Presión de cierre instantánea (Pci): es la que se registra al
parar el bombeo, cuando desaparecen todas las presiones
de fricción, quedando sólo las presiones interna de la
fractura y la hidrostática del pozo.

51. TIPO DE FRACTURA

52. • Superfrac
• Acidfrac
• Hydrafrac
• Sandfrac
• Waterfrac
Tipos de •
•
Geliticado water frac
Gelificado oilfrac
fracturas • Fracción de vapor

53. CLASIFICACION DE LAS FRACTURAS SEGÚN
EL FLUIDO
FRACTURAMIENTO CON ESPUMAS
las espumas son un fluido
ideal para formaciones de
Baja Permeabilidad
Productoras de gas
Sensibles al Agua

54. PROPIEDADES
Alta Capacidad de Acarreo del
Sustentante.
Alta viscosidad en la Fractura
Inducida
Baja Perdida de filtrado
Limpieza rápida después de
la intervención
El daño a la Formación es
prácticamente nulo
Baja perdida de presión por
fricción

55. FRACTURAMIENTO ACIDO
Se inyecta un fluido
altamente viscoso Mantenerla abierta Generalmente acido
(gelatina) como durante todo el clorhídrico es inyectado
colchón para generar la tratamiento a la formación
fractura
Se necesita una presión
suficiente para Se utiliza un fluido para El acido reacciona con
fracturar la misma o desplazar el acido la formación creando
abrir fracturas dentro de la fractura un ancho gravado .
naturales existentes

56. La fluidez del acido depende de:
Perdida
Volumen Ritmo de
de
de acido reacción
filtrado

57. Factores que controlan la efectividad de un
tratamiento de Fracturamiento.
CONDUCTIVIDAD DE LA LONGITUD DE
FRACTURA FRACTURA
 Es la habilidad de la fractura para  Este parámetro esta controlado por las
transportar fluido desde el yacimiento características de las perdidas del fluido,
hasta el pozo y puede expresarse por la
siguiente ecuación: Conductividad de la el ritmo de reacción y el gasto del acido en
fractura = k * wf donde: la fractura
 k = permeabilidad, md.
 wf= ancho de la fractura, pies
 Este parámetro es la culminación del
tratamiento, en el se basa la efectividad
del mismo, ya que para obtener canales
altamente conductivos depende.
 Forma en que el acido reacciona con la
formación
 Forma en que esta grava las caras de la
fractura.

58. FRACTURAMIENTO CON GAS ALTAMENTE
ENERGIZADO
Estimulación Dinámica que
incrementa la permeabilidad de la
formación en las cercanías del pozo,
revirtiendo el daño existente

59. TIPOS DE FRACTURAS SEGÚN LA VELOCIDAD
DE PROPAGACION DE LA ENERGIA
• Son las ocasionadas por el fracturamiento hidráulico, en donde la
energía es transmitida de segundos a milisegundos. En este caso la
FRACTURA longitud de la fractura no puede ser controlada.
ESTATICA
• Ocurre cuando toda la energía es transmitida en microsegundos y la
formación no puede absorberla toda en este tiempo , lo que provoca
FRACTURA que la misma se pulverice ocasionando un daño severo en el pozo por
EXPLOSIVA compactación reduciendo la permeabilidad casi en su totalidad.
• En este caso la energía es controlada y la energía es transmitida en un
FRACTURA rango de milisegundos a microsegundos.
DINAMICA

60. Optimización
del
fracturamiento
hidráulico
Remoción del TECNICA Como
sustitución de
daño total RADIAL la estimulación
pelicular
FRAC primaria
Remoción del
daño causado
por disparos

61. VENTAJAS
• Bajo costo
• Remoción de múltiples tipos de daño
• Tratamiento a zonas especificas
• No contaminante
• Crea fracturas multidireccionales
• No daña las tuberías ni el cemento
• Opera a través del aparejo de
producción

62. FRACTURAS
Dureza de
CON la roca
APUNTALANTE
Consiste en el
rompimiento de la
formación productora
mediante un flujo a un
gasto mayor que pueda
admitir matricialmente DISEÑADO Esfuerzos a
Tamaño de los que
la roca. la fractura PARA estará
SOPORTAR sometido
La inyección continua
de dicho fluido permite
ampliar y extender la
fractura cuando se
alcanza una amplitud
tal se le agrega un
Los
material solido al fluido esfuerzos
para evitar el cierre de de cierre de
la fractura . la
formación

63. HYDRAFRAC
En la
Se deben tener planificación se
Genera una Esto se logra La arena actúa en cuenta deben tener en
La fractura se factores como : Se cree que este
nueva mediante el como un agente cuenta :
mantiene abierta método le dará
permeabilidad fracturamiento de 1. La
formada por 1. Los nuevos una mayor
efectiva mayor hidráulico de la apuntalamiento permeabilidad.
arena graduada métodos de recuperación
en el pozo y el zona en para mantener
utilizada como 2.El espesor de terminación de final, así como
aumento de la particular que abierta la
medio de la zona pozos. una mayor tasa
producción de esta siendo fractura de lo
fracturamiento 2.La renovación de recuperación
petróleo. tratada. que producen. 3.La zona de
agotamiento de pozos
existentes

64. BIBLIOGRAFIA
 http://blogpetrolero.blogspot.com/2011/07/fluidos-de-
fracturamiento-hidraulico.html
 http://es.scribd.com/doc/31552905/fracturamiento-hidraulico
 http://es.scribd.com/doc/31552905/fracturamiento-hidraulico
 http://es.scribd.com/doc/34446914/FRACTURAMIENTO-
HIDRAULICO
 http://es.scribd.com/doc/46375463/07-FRACTURAMIENTOS-
HIDRAULICOS
 http://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/6246/7/CA
P%C3%8DTULO%201.pdf