CONTENIDO

1. FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO.

INTRODUCCIÓN.

La fracturación hidráulica es el proceso por el cual se aplica una presión hidráulica ala roca del yacimiento hasta que se produce una fractura, después que se fractura se continua aplicando presión, extendiendo la fractura hacia fuera, de tal forma que se crea un canal de flujo nuevo y mayor que podrá comunicar la permeabilidad natural de la roca y suministrar un área adicional de drenaje.

El fluido usado para crear la fractura se llama fluido de fracturamiento, el primer fluido de fracturamiento que penetra la fractura se llama volumen de colchón, que une la fractura y empieza a controlar la perdida de fluido. Se utilizan unos sustentadores que previenen el cierre de la fractura.

OBJETIVO DEL FRACTURAMIENTO.

Una vez perforado el pozo, se comunica el fluido del yacimiento desde la formación hacia el pozo a través de los canales existentes (permeabilidad) por distintos medios como expansión de fluidos, desplazamiento natural o artificial del fluido, drenaje por gravedad, expulsión capilar etc; los procesos pueden trabajar separadamente o juntos.

En muchos casos la producción es insuficiente desde el punto de vista comercial. La producción puede estar reducida en los pozos por daños en perforaciones, en la zona alrededor del pozo por problemas dentro de la formación. para resolver estos problemas es necesario tratar el yacimiento para que incremente el fluido de la formación al pozo, lo cual se puede hacer con tratamiento ácido, tratamiento con surfactantes, limpiando las perforaciones o con un fracturamiento hidráulico.

APLICACIONES.

1.3.1 Proceso De Estimulación

Los tratamientos más comunes para eliminar daños alrededor del pozo son las estimulaciones ácidas y los lavados con surfactantes, sin embargo si estas soluciones no mejoran sustancialmente la producción, se debe considerar la posibilidad de analizar un fracturamiento hidráulico, ya sea para cruzar la zona dañada o para mejorar la comunicación de la roca dentro de la formación.

Para considerar la posibilidad de efectuar un tratamiento de fracturamiento hidráulico como estimulación en un pozo, se deben considerar entre otros los siguientes criterios:

• Que el yacimiento tenga presión para que fluya el fluido hacia la fractura.

• Que el yacimiento contenga hidrocarburos.

• Que el yacimiento sea de baja permeabilidad en la zona productiva.

• Que el yacimiento sea de alta permeabilidad pero que la formación sea arcillosa

• Formaciones con fracturas naturales.

• En yacimientos con zonas lenticulares delgadas de areniscas o calizas.

La razón de estimulación con fracturamiento hidráulico es crear una región con una permeabilidad mayor que la permeabilidad original de la formación para que el fluido de la formación en vez de fluir directamente al pozo fluya hacia la fractura y que conduzca el fluido hacia el pozo con una capacidad mayor que la de la formación, se busca incrementar la producción de fluidos del yacimiento se considera como la mejor técnica, donde se busca incrementar el índice de productividad, especialmente con el incremento de la permeabilidad alrededor de boca de pozo.

1.3.2 Corregir Daños o Superarlos

Los daños que se generan alrededor del pozo comúnmente ocurren durante la perforación; durante el completamiento, durante la compactación por el perforado, durante el cañoneo, durante la producción o inyección.

El fracturamiento como mecanismo para corregir estos daños se considera aplicable solamente para cruzar la zona dañada, no para eliminarlo; o sea que con la realización de un fracturamiento no estamos eliminando el problema solo estamos creando un nuevo camino con capacidad de flujo mayor a la existente originalmente.

1.3.3 Proceso De Recuperación Secundaria.

Normalmente cuando completamos algún mecanismo de producción los modelos propuestos pueden ser modificados con la utilización del fracturamiento hidráulico.

1.3.4 Deposito De Residuos Industriales.

Es una aplicación importante en los países industrializados donde se almacena desperdicios en el subsuelo, en estructuras con sellos impermeables donde se depositan aguas pesadas, residuos tóxicos y otros productos nocivos a la salud y al ambiente.

GENERACIÓN DE FRACTURA

Se puede decir que todas las formaciones pueden ser fracturadas; sin embargo, algunas formaciones responden mejor que otras al tratamiento dependiendo de la dureza de la roca, de su plasticidad, de las cargas superiores.

La mecánica de la iniciación y la extensión de la fractura, y la geometría de fractura resultante están relacionada a la condición de esfuerzo de la perforación del pozo, las propiedades de la roca, las características del fluido de fracturación y la formación en que se inyecta el fluido.

Cada punto en una formación esta bajo la acción de esfuerzos causados por la sobrecarga de los estratos o el movimiento tectónico. La existencia de los esfuerzos en la roca generan las fallas, corrimiento y el montaje de los estratos; un estudio de las rocas de un yacimiento sirve para predecir la dirección de los esfuerzos presentes, sin embargo, obtener la información es imposible desde el punto de vista teórico o experimental

Matemáticamente hay tres esfuerzos actuando en un punto, dependiendo de las direcciones, por efecto de espacio se consideran solo tres direcciones mutuamente perpendiculares y actuando en el sistema que se considere; por lo tanto en un sistema de esfuerzos las tres direcciones son el resultado de un conjunto de esfuerzos actuando independientemente.

La fractura se genera perpendicular al menor esfuerzo y se extiende paralela al esfuerzo medio

Fractura Horizontal.

Suponiendo que se ejercen componentes verticales de fuerza contra la formación, la condición necesaria para la iniciación de la fractura horizontal es que la presión del fondo del pozo exceda el esfuerzo vertical más la resistencia tensional vertical de la roca

Fractura Vertical.

Las condiciones necesarias para la iniciación de una fractura vertical dependen de la resistencia relativa de los dos esfuerzos horizontales principales compresivos.

Para que falle la formación, la presión del fondo del pozo debe ser un poco mayor que el esfuerzo mínimo del fondo del pozo y debe también superar el esfuerzo tensional de la roca.

Orientación de la Fractura.

Las rocas se fracturan en un plano perpendicular al menor esfuerzo principal.

En área donde ocurren fallas normales, el menor esfuerzo principal es horizontal y resultan fracturas verticales. En áreas de impulso con fallas las formaciones pueden estar bajo considerables esfuerzos de compresión horizontal; por lo tanto, el esfuerzo de sobrecarga puede ser el menor esfuerzo principal y pueden resultar fracturas horizontales.

La comparación de las presiones de iniciación y propagación de la fractura también proporcionan claves con respecto a la orientación de la fractura. Sin tener en cuenta la resistencia a la tensión de la roca, esto puede indicar que se creó una fractura vertical y que los esfuerzos principales horizontales son aproximadamente iguales. Si no se presenta ninguna disminución de la presión esto podría indicar que se formó una fractura vertical y que los esfuerzos horizontales regionales en el área son desiguales.

1.5 ASPECTOS A CONSIDERAR EN LA REALIZACIÓN DE UN FRACTURAMIENTO.

Para realizar fracturamiento se debe realizar un análisis pormenorizado de los aspectos que influyen, afectan o propios del trabajo de fracturamiento, por lo tanto se consideran los siguientes aspectos.

• La formación.

• Los fluidos a utilizar.

• Los aditivos.

• Los sustentadores

• Los equipos

1.5.1 La Formación.

Se puede decir en general, que toda formación puede ser fracturada, sin embargo5 algunas formaciones responden mejor que otras al fracturamiento.

La experiencia ha demostrado que las formaciones clasificadas como medianas a duras son las que responden mejor, probablemente gracias a la capacidad de los nuevos agentes sustentadores para mantener una fractura abierta y con alguna capacidad de flujo. Las formaciones clasificadas como suaves o no consolidadas son las de menor rendimiento, pues se puede crear una fractura pero seria imposible mantenerla sustentada debido a la enbebimiento de los agentes sustentadores. Las formaciones duras en los pozos profundos podrían triturar los agentes sustentadores, disminuyendo la capacidad de flujo y dificultando el mantenimiento de un aumento adecuado de producción.

1.5.2 Los Fluidos a Utilizar.

Los fluidos de fracturación generalmente se clasifican como base aceite o como base agua Se utilizan modificaciones con cada tipo para lograr los resultados deseados.

• La adición de un agente de control de pérdida de fluido.

• Gelificación o espesamiento.

• Materiales de gelificación de enlace cruzado.

• Emulsificación.

Actualmente las dos terceras partes de los tratamientos de fracturas utilizan fluidos con base agua. Para pozos de gas, una innovación reciente es un fluido gelificador con base de alcohol.

1.5.2.1. Selección del fluido

La selección del fluido de fracturación es una parte importante del diseño de fracturación. Entre los factores que deben considerarse están:

1. Capacidad de crear vació - Una función de:

• Pérdida de fluido o eficiencia del fluido.

• Viscosidad

2. Geología - viscosidad y pérdida de fricción.

3. Capacidad de transporte del agente apuntalante.

4. Compatibilidad con los constituyentes de la formación y los fluidos del yacimiento.

5. Limpieza de la fractura después del tratamiento.

6 Disponibilidad

7 Costo.

1.5.3 Aditivos

Los aditivos empleados para preparar fluidos de fracturamiento están basados en la función a desempeñar dentro del fluido utilizado.

1.5.3.1 Viscosificantes

Es en importancia, la principal función a desempeñar, para adquirir las. propiedades de viscosidad necesarias para transportar el sustentador.

1.5.3.2 Estabilizadores de temperatura.

Su función es mantener estable el gel formado por cambios de temperatura

1.5.3.3 Controladores de pérdida de fluido.

Se emplea tanto en el fluido de fracturamiento como en los preflujos, su aplicación es minimizar la perdida de fluido a través de la cara de fractura, con ello se logra mayor penetración del fluido y del sustentador en la formación, luego de abierta la fractura

1.5.3.4 Activadores.

En algunos casos si se incrementa demasiado la viscosidad es imposible succionar y bombear el fluido, en tales circunstancias es necesario mezclar y preparar un fluido de viscosidad moderada, se adiciona el sustentador e inmediatamente luego que pase por la centrifuga de descarga se adiciona el activador para crear un fluido de altísima viscosidad, que es bombeado al pozo para crear la fractura.

1.5.3.5. Rompedores de gel.

Cuando la temperatura no es demasiado alta, o el gel formado es muy fuerte, es necesario romper el gel; por lo cual se utiliza aditivos bombeados dentro del fluido que se activan con el tiempo para liberar el sustentador dentro de la fractura creada

1.5.3.6 Surfactantes.

Se emplean con el fin de estabilizar los fluidos de la formación con el fluido base de fracturamiento logrando su compatibilidad.

1.5.3.7 Bactericidas.

Cuando el fluido empleado es base agua, es necesario inhibirlo con productos que eviten la formación de bacterias en el fluido, evitando el rompimiento del gel antes de llegar a la fractura.

1.5.4 Sustentadores.

El objetivo de apuntalar la fractura es mantener económicamente la conductividad de la fractura deseada. La conductividad de la fractura depende de un número de factores interrelacionados como son:

1. Tipo, tamaño y uniformidad del apuntalante.

2. Grado de encaje, trituración y/o deformación que ocurra en la fractura

3. La cantidad de agente apuntalante y la forma de colocación en la fractura

Los tipos comúnmente usados de agentes apuntalantes y sus rangos de tamaño son:

Arena	Cuentas de Vidrio
20 - 40 10 - 20 8 - 12 4-8	40 - 60 20 - 40 12 - 20

Abertura Standard de Tamiz

Malla U.S. Abertura en Pulgadas Malla U.S. Abertura en Puig.

4 0.187 6 0. 0469

6 0.132 18 0.0394

8 0.0937 20 0.0331

lo 0.0787 30 0.0232

12 0.0661 40 0.0165

14 0.0555

1.5.5. Equipo

El equipo mínimo requerido para realizar un trabajo de fracturamiento se puede considerar en dos aspectos principales, los de superficie y los del pozo.

1.5.5.1 Superficie

Dentro de los equipos de superficie se debe considerar principalmente:

• Las unidades de bombeo. La potencia requerida en el trabajo es la variable que define la cantidad de unidades, se debe considerar siempre unidades en exceso para prever fallas de unidades durante el bombeo.

• Las mezcladoras. Conocido como blender, son los equipos encargados de mezclar el fluido base con los aditivos preparando el gel y mezclándolo con el sustentador, normalmente dispone de dos centrifugas básicas, la de succión y la de descaiga y de elementos como centrífugas para adición de productos y los tornillos encargados de movilizar el sustentador hacia el tanque de mezcla

• Tanques de almacenamiento de fluidos. En el cual se dispone el fluido base para preparar el gel, que es succionado por el blender.

• Tanques almacenamiento de sustentadores En la cual se almacena el sustentador a emplear en el tratamiento, cae al tornillo del blender.

• Múltiple de tuberías. Es el conjunto de tuberías conectadas entre el mezclador y las unidades para recibir el gel con el sustentador y bombearlo al pozo.

• Inyector de bolas (Opcional) utilizado cuando en un tratamiento se fracturan zonas diferentes y es necesario sellar una zona para desviar el fluido de fracturamiento a otra.

1.5.5.2 Subsuelo

• Inyector de cabeza Utilizado: para garantizar el aislamiento del cabezal de pozo ,se conecta a la tubería de trabajo.

• Tubería de trabajo: Empleada para que sirva de medio de transporte del fluido desde superficie hacia el subsuelo.

• Empaques. Utilizado para aislar las zonas protegiendo otras zonas y el propio revestimiento arriba de la zona a tratar.

2. CONTROL DE ARENAS

2.1 INTRODUCCIÓN.

Métodos de controlar la producción de arena en pozos de aceite y gas están cambiando constantemente. Las causas para la producción de la arena son exploradas junto con el análisis de las condiciones del pozo para que se puedan escoger métodos mejores para el control de arenas en cada pozo en particular.

2.2 RAZONES PARA LA PRODUCCIÓN DE ARENA

El mecanismo de producción de arena es complejo, influenciado por cada operación desde la penetración de la broca en la zona productora hasta el inicio de la producción del pozo. Sin embargo, las razones para la producción de la arena pueden ser cualquiera de los que están a continuación o una combinación de ellos.

A. Formaciones Totalmente Sin consolidar

Algunas formaciones por ser totalmente inconsolidada, o en un estado fluido. Cualquier esfuerzo por producir fluido del formación puede producir cantidades grandes de arena con fluido.

B. Altas ratas de Producción.

Algunos pozos producirán arena si el fluido es producido a altas ratas. Estos pozos producirán libres de arena, si la producción se restringe. Durante muchos años la restricción en la producción era un medio primario de control del arena. Generalmente, como la producción total de fluidos se aumenta en un esfuerzo por mantener máximo de producción de petroleo, los incrementos en la ratas de producción proporcionan tensiones excesivas en las formaciones consolidadas débiles y puede exceder la habilidad del material del cementante de la roca.

C. Producción de Agua

En algunas formaciones, el material cementante de la roca es minerales y arcilla que puede ser afectado en seriamente con el agua. Cuando empieza la producción de agua empieza, a debilitarse la unión de la arena o se destruye y puede empezar a producir arena.

D Debido al Depletamiento del Depósito

Se cree que en algunos casos la presión del yacimiento ayuda a soportar la presión de sobrecarga. La reducción de presión del yacimiento puede causar sobrecarga y aplastar una formación consolidada parcialmente y puede producir arena causar serios daños en el casing y demás equipos.

E Prácticas de Completamiento Impropias del Pozo

El mal uso de ácido para la estimulación puede remover cantidades pequeñas de material cementante calcáreo en ciertas formaciones consolidas y puede generar producción de arena.

En algunos casos limpian el pozo demasiado duro o traen al pozo a la producción deseada y pueden causar rápidamente tensiones excesivas en formaciones débilmente consolidada.

En algunos instantes de apertura del pozo a máxima capacidad de producción puede causar la intrusión de agua en el wellbore y debilitar la matrix de la formación. Como mencionó anteriormente.

2.3 VENTAJAS DE CONTROL DE ARENA

En la inmensa mayoría de los casos, pueden minimizarse el daño de permeabilidad y la perdida de producción puede minimizarse. El control de arena mas económico se logra cuando se llevan a cabo medidas del control temprano en la vida del pozo. Los siguientes puntos deben ser considerados cuidadosamente al decidir realizar medidas de control de arena.

A. Daño en la Formación

Investigadores han encontrado que una disminución grande en permeabilidad puede ocurrir, cuando arena de la formación es deliberadamente perturbada esto puede pasar con cambio pequeño en la porosidad de la formación. Tales reducciones en la permeabilidad de la formación llegan a generar un aumento severo de arena. En la mayoría de los casos, particularmente cuando los métodos de consolidación de resina serán empleados, estos daños en las formaciones hacen exitoso el control de arena más difícil.

B Disposición de Arena

Otra razón para aplicar el control de arena es evitar o minimizar el costoso manejo y disposición de arena. Esto es particularmente verdad donde se produce muchos sólidos que son removidos del fluido en plataformas y en tuberías La disposición puede ser especialmente costosa cuando la arena debe ser encontrarse libre de oil según la regulaciones ambientales.

C. Equipo Daño

En los pozos sujeto a la producción de arena, la abrasión y daño de corrosión es frecuentemente reportado en las tuberías de producción, en las líneas de transporte en las bombas de subsuelo y en todo el equipo de superficie Esto puede presentar el peligro de ruptura o fuego.

D. Costo

Detectando a tiempo el problema e implementando las medidas del control apropiadas se puede reducir el costo de operación. Se bebe hacer un balance de costos del la implementación del control de arenas (lo que se invertiría y los gastos que se producirán por no tener el control de arena y así determinar si es mejor vivir con el problema.

2.4 LOS MÉTODOS DE CONTROL DE ARENA.

Hay muchas formas que hablan acerca de controlar el movimiento de partículas de la formación en el wellbore. Todos los métodos concebidos pueden categorizarse en tres grupos. Estos grupos se describen a continuación:

A. Mecánico.

Los métodos mecánicos son los que controlan la producción de arena por uso de tamices en la tubería de producción (liner ranurado), proteger mediante la instalación o empaquetamiento de grava.

B. Químico.

Estos métodos de control de arena emplea químicos y resinas que son inyectados dentro de la formación débilmente consolidada la cual provee una cementación insitu grano-a-grano.

C. Combinación

Se diseñan métodos de combinación que logran el entrampamiento mecánico y una consolidación química de los granos simultáneamente. Estos métodos son a menudo referenciados como "consolidated packs". Un lodo que consiste en: un fluido, resina, agente de acoplamiento y arena se usa normalmente para estabilizar el problema, el fluido es mezclado en superficie y luego bombeado por las perforaciones donde cubren grano a grano

Zona Dañada

Zona original

Fractura

Flujo Lineal