Fracturamiento Hidraúlico Semestre 2016-1 · •Existen apuntalantes con recubrimiento de resina,...

Fracturamiento HidráulicoAgentes Sustentantes

Ing. Juan Carlos Sabido Alcántara

Ingeniero Petrolero

Facultad de Ingeniería UNAM

Agentes Sustentantes


•La función de un agente apuntalante osustentante es la de mantener abierta la fracturadespués de que el fluido de inyección (fluidofracturante) es dejado de bombear y dicho fluidoes removido del yacimiento. Los fluidos delyacimiento pueden así fluir a través de loscanales conductivos creados por la fractura en elyacimiento.


•La arena de Silice es uno de los apuntalantesmás usados en los fracturamientos hidráulicos.

•La disponibilidad y bajos costos hacen de estaun sustentante de gran calidad que puede crearuna buena conductividad en la fractura con unamplio intervalo de condiciones especiales lahacen muy atractiva.


•El API ha establecido especificaciones de lacalidad de los apuntalantes asociados en lostratamientos por fracturamiento. Estasespecificaciones son: tamaño, esfericidad,redondez, solubilidad en ácido, contenido delimo, arcilla y por supuesto la resistencia.


•Otro apuntalante sintético común es labauxita, es significativamente más resistenteque la arena común y es usado enformaciones profundas donde existen grandespresiones de cierre y donde los esfuerzos desobrecarga son mayores.


•Gran variedad de materiales como aluminio,cordierita, mullita, carburo de silicio yalgunos otros materiales cerámicos se hanutilizado como apuntalantes buscando teneruna gama intermedia en la arena de sílice yla bauxita.


•Existen apuntalantes con recubrimiento deresina, el objetivo es reducir los grandesesfuerzos y la degradación causada por elcontacto grano a grano y así mejorar suempacamiento. Otro propósito es consolidar omantener el empacamiento entre granosdebido a la adherencia que existe uno a otro.


•Especificaciones API.•Redondez• Esfericidad•Gravedad Específica•Densidad Bulk• Tamaño de Grano

(tamiz)

• Solubilidad en Ácido•Contenido de Limo y

Arcilla•Resistencia a la

compresión•Agrupamiento


•Redondez y Esfericidad.

•Ambas propiedades son factores queinfluyen en el empacamiento y en lacapacidad de transporte del fluidofracturante. La redondez es la mediciónrelativa de la agudeza de las esquinas de losgranos o la curvatura de dichos granos.


•Redondez yEsfericidad.

•La esfericidad es lamedición de quetanto una partícula seaproxima a la formade una esfera.


•Redondez y Esfericidad.

•Ambas propiedades únicamente se puedenestimar de manera aproximada observandouna gran cantidad de muestras para hacer lacomparación correcta.


•Gravedad Específica.

•Se trata de la densidad absoluta de lapartícula con relación al agua. El APIrecomienda 2.65 como límite máximo de lagravedad específica


•Densidad Bulk.

•Es el volumen ocupado por una unidad demasa de apuntalante. Las unidades para ladensidad son Τ𝑙𝑏 𝑝𝑖𝑒3 o Τ𝑔𝑟 𝑐𝑚3 . Larecomendación máxima del API es de 105

Τ𝑙𝑏 𝑝𝑖𝑒3 o 8.55 Τ𝑔𝑟 𝑐𝑚3 .


•Solubilidad en Ácido.

•La solubilidad de apuntalante en ácidoclorhídrico al 12 % es un indicador de la cantidadde contaminantes presentes y de la estabilidadrelativa del apuntalante en el ácido. Tambiénesta puede ser un indicador de la tendencia delapuntalante para disolverse en ambientes contemperaturas muy elevadas.


•Solubilidad en Ácido.

•El API recomienda un máximo para arenadel 2 % mientras que para arenas cubiertascon resinas el límite de solubilidad es del7%.


•Limo y Partículas Finas.

•Esta medición indica la cantidad de arcilla ylimo o de otras partículas finas presentes.Con lavar o procesar el apuntalante, este notendrá un exceso en el contenido de estaspartículas. El API recomienda un límitemáximo de 250 unidades de turbidez.


•Resistencia a la Compresión.

•La resistencia al aplastamiento indica lafuerza relativa del apuntalante medido porla cantidad de material aplastado bajo unacarga dada. Esta medición es expresada enporcentaje de partículas finas.



•El API recomienda que los límites máximos paraarena sean:•Para tamaño de malla 12/20 – 16 % a 3000 psi•Para tamaño de malla 20/40 – 14 % a 4000 psi



•El API recomienda que los límites máximos paraapuntalantes de alta resistencia sean:•Para tamaño de malla 12/20 – 25 % a 7500 psi•Para tamaño de malla 16/20 – 25 % a 10000 psi•Para tamaño de malla 20/40 – 10 % a 12500 psi•Para tamaño de malla 40/70 – 8 % a 15000 psi


• Tarea #10 1ª Parte 80% de la calificación de la Tarea #10

• Investigar “Tipos de Apuntalantes”.• La investigación debe de ser amplia, a mano, con letra legible y buena ortografía, deberá

incluir imágenes (estas pueden ser impresas, recortadas y pegadas de manera limpia, oen su defecto dibujadas), realizar presentación en PowerPoint aplicando lo aprendido enel artículo How To Talk, enviar a más tardar el viernes antes de las 22:00 horas, elnombre del archivo deberá llevar el siguiente formato:

apellidopaterno_apellidomaterno_nombre1_nombre2_Tarea10TiposdeApuntalantes

• Tarea #10 2ª Parte 20% de la calificación de la Tarea #10• Ve la película “Whiplash” del año 2014 escrita y dirigida por Damien Chazelle.

• Realiza una reseña que incluya todas las nominaciones y premios obtenidos por lapelícula (festivales y premios Oscar). Incluye tus propios comemtarios en donde hablesacerca del mensaje que te dejó la película. Todo a mano mínimo dos cuartillas.


•Comportamiento Mecánico.

•Trituración. Ocurre cuando bajo el esfuerzode confinamiento y formaciones duras elsustentante se rompe por su menorresistencia.



•Incrustación en la Formación. Esto serepresenta cuando la formación es suave yel sustentante tiene mayor resistencia bajoel esfuerzo confinante.



•Incrustación en la Formación. Valores dePresión de Incrustación:• Pi<100 Propensión al incrustamiento (pobre

conductividad)• 100<Pi<180 Agente sustentante recomendable• Pi>180 Propensión al trituramiento (no recomendable)



•Deformación. Este caso sólo se presenta enlos sustentantes elasto plásticos, mismosque no se utilizan en la actualidad.


•Conductividad de la Fractura.

•Como ya se definió, el objetivo de fracturar laformación es incrementar el área de flujo de losfluidos del yacimiento hacia el pozo obteniendoasí un incremento en la producción. Por lo que eléxito del mismo depende de la conductividad delempaque de sustentante a condiciones de laformación.



•Es en esta propiedad donde se manifiestan todaslas características de la formación y elsustentante interactuando con las condicionesde la fractura y el esfuerzo de cierre de laformación.


•Conductividad de la Fractura.• La conductividad va a estar en función de:

1. Tipo de Apuntalante.

2. Tamaño.

3. Concentración del apuntalante en la fractura.

4. El esfuerzo de carga.

5. Características de incrustación de la formación.

6. Degradación bajo condiciones y ambientes in-situ.

7. Posible taponamiento por los residuos del fluido defracturamiento.


•Conductividad de la Fractura.• Si el sustentante tiene deficiencia en su redondez hay

mayor posibilidad de fragmentación, estos fragmentossumados a un alto contenido de finos, mala selección deltamaño del apuntalante con contenido de partículas máspequeñas pueden propiciar una disminución del espacioporoso, con la consecuencia drástica de reducción depermeabilidad del empaque.



•La conductividad de la fractura se define por elproducto de la amplitud de la fractura w por lapermeabilidad del empaque de apuntalante enla fractura Kf.

•𝐶𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑖𝑣𝑖𝑑𝑎𝑑 = 𝑤𝑘𝑓



•La conductividad es un parámetro fundamentaldurante el diseño de un fracturamiento paraseleccionar el sustentante, pero mucho másimportante que eso sirve para decidir si serealiza o no el fracturamiento.


• Tarea #11 100% de la calificación de la Tarea #11

• Leer el artículo técnico “Multiple Hydraulic Fracture Stimulation ina Deep, Horizontal Tight-Gas Well”.• Realizar resumen del mismo e incluir opinión personal, al azar pasaran dos o tres

personas a exponer acerca del mismo.


•Conductividad vs Esfuerzo de Cierre.


•Conductividad vs Presión de Cierre.


• Conductividad vs Presión de Cierre Diferentes Concentraciones.


•Daño Después del Fracturamiento.• Reducción de la Permeabilidad del Agente Sustentante:

Se tiene como resultado del aplastamiento delapuntalante y del uso de polímeros en el fluidofracturante.

• El aplastamiento del apuntalante se evita utilizandomateriales altamente resistentes, esto puede incrementarel costo del tratamiento, sin embargo a largo plazo estorepresentara una enorme ventaja pues la disminución dela conductividad será mínima.


•Daño Después del Fracturamiento.• Reducción de la Permeabilidad del Agente Sustentante:

Los problemas por polímeros se pueden resolver usandofluidos de baja carga y nitrogenados, o utilizando químicosde nueva generación que permiten una mejordegradación de los polímeros.


•Daño Después del Fracturamiento.• Daño por Obturamiento Parcial de la Fractura: El daño

por obturamiento parcial se crea causas como lamigración de finos durante la producción y suacumulación cerca del pozo. Por uso excesivo de agentesustentante al final de la operación (concentración[lb/gal]) y por una mala comunicación de los disparos delpozo con las fracturas.


•Daño Después del Fracturamiento.•Daño por Obturamiento Parcial de la Fractura: Los

Doctores Cinco Ley y Samaniego publicaron en 1981sus estudios en los que definen el obturamientoparcial como un daño dentro de la fractura. Ademáslo representaron matemáticamente.


•Daño Después del Fracturamiento.•Daño por Obturamiento Parcial de la Fractura:

Considerando flujo estacionario dentro de la zonadañada se define el factor de daño porobturamiento parcial como:

• 𝑺𝒇𝒔 𝒐𝒑=

𝝅𝒙𝒔𝑲

𝒃𝒇𝒔𝑲𝒇𝒔


•Daño Después del Fracturamiento.•Daño por Obturamiento Parcial de la Fractura:


𝝅𝒙𝒔𝑲


• 𝑺𝒇𝒔 𝒐𝒑es el factor de daño por obturamiento parcial de la fractura.

• 𝒙𝒔, 𝒃𝒇𝒔, 𝑲𝒇𝒔 son la longitud, el ancho y la permeabilidad de la zona dañada.


•Daño Después del Fracturamiento.• Daño por Obturamiento Parcial de la Fractura: Calcular el daño

con los siguientes datos 𝑏𝑓𝑠 = 0.44 𝑝𝑔 , 𝑥𝑠 = 20 𝑚 , 𝑘 =1.8 𝑚𝐷 , 𝑘𝑓 = 1590 𝑚𝐷 , 𝑘𝑓𝑠 = 1200 𝑚𝐷


•Daño por ObturamientoParcial de la Fractura:


𝝅𝒙𝒔𝑲



𝝅∗𝟐𝟎 𝒎 ∗𝟏.𝟖 𝒎𝑫

𝟎.𝟎𝟏𝟏 𝒎 ∗𝟏𝟐𝟎𝟎 𝒎𝑫

• 𝑺𝒇𝒔 𝒐𝒑= 𝟖. 𝟒𝟑


•Daño Después del Fracturamiento.• Daño en la Cara de la Fractura: Es el resultado de la

pérdida de fluido fracturante, y causa el deterioro de lapermeabilidad en la superficie alrededor de la fractura. Enel mismo artículo los Doctores Cinco Ley y Samaniegoobtuvieron la ecuación para calcular el daño:

• 𝑆𝑓𝑠 =𝜋𝑏𝑠

2𝑥𝑓

𝑘

𝑘𝑠− 1


•Daño Después del Fracturamiento.• Daño en la Cara de la Fractura: 𝑆𝑓𝑠 es el factor de daño en lacara de la fractura, 𝑏𝑠 es la penetración del daño en la cara de lafractura y 𝑘𝑠 es la permeabilidad en la zona dañada.


2𝑥𝑓

𝑘

𝑘𝑠− 1


•Daño en la Cara de la Fractura: Con los siguientesdatos calcule el daño en la cara de la fractura, 𝑏𝑠 =10 𝑚 , 𝑥𝑓 = 150 𝑚 ,𝑘𝑠 = 1.0 𝑚𝐷 , 𝑘 = 1.8 𝑚𝐷 .


2𝑥𝑓

𝑘

𝑘𝑠− 1


•Daño en la Cara de laFractura:


2𝑥𝑓

𝑘

𝑘𝑠− 1

• 𝑆𝑓𝑠 =𝜋∗10 𝑚

2∗150 𝑚

1.8 𝑚𝐷

1.0 𝑚𝐷− 1

• 𝑆𝑓𝑠 =0.08


• Tarea #12 100% de la calificación de la Tarea #12

• Daño en la Cara de la Fractura.• Con los siguientes datos calcule el daño en la cara de la fractura, 𝑏𝑠 = 15 𝑚 , 𝑥𝑓 = 170 𝑚 ,𝑘𝑠 =1.2 𝑚𝐷 , 𝑘 = 1.9 𝑚𝐷 .

• Con los siguientes datos calcule 𝑥𝑓 =¿ ? 𝑚 , 𝑏𝑠 = 12 𝑚 , 𝑘𝑠 = 0.9 𝑚𝐷 , 𝑘 = 1.9 𝑚𝐷 , 𝑆𝑓𝑠 = 0.1047.

• Con los siguientes datos calcule 𝑘𝑠 =¿ ? 𝑚𝐷 , 𝑥𝑓 = 175 𝑚 , 𝑏𝑠 = 10 𝑚 , 𝑘 = 2.1 𝑚𝐷 , 𝑆𝑓𝑠 = 0.0359.

• Daño por Obturamiento Parcial de la Fractura.• Calcular el daño con los siguientes datos 𝑏𝑓𝑠 = 0.54 𝑝𝑔 , 𝑥𝑠 = 23 𝑚 , 𝑘 = 1.9 𝑚𝐷 , 𝑘𝑓 =1290 𝑚𝐷 , 𝑘𝑓𝑠 = 1000 𝑚𝐷 .

• Calcular 𝑥𝑠 =¿ ? 𝑚 con los siguientes datos 𝑆𝑓𝑠 = 10.1029 𝑏𝑓𝑠 = 0.48 𝑝𝑔 , 𝑘 = 1.8 𝑚𝐷 , 𝑘𝑓 =1310 𝑚𝐷 , 𝑘𝑓𝑠 = 1010 𝑚𝐷 .


•Pruebas de Incremento.• Se analizan para conocer las propiedades del

yacimiento y las condiciones del pozo, tienen ladesventaja de que para realizarlas se tiene que cerrarel pozo, afectando directamente a la producción,adicionalmente existe dificultad para mantener gastoconstante antes del cierre.


•Pruebas de Incremento.• A partir de la siguiente ecuación:

• Reescribiendo esta ecuación:

t

tt

kh

BqPP

p

iws

+−= log6.162

t

ttmPP

p

iws

+−= log

kh

qBm

6.162=

mh

qBk

6.162=


•Pruebas de Incremento.• La gráfica de la ecuación es una línea recta con

intersección Pi y pendiente –m.

t

ttmPP

p

iws

+−= log

kh

qBm

6.162=

mh

qBk

6.162=


•Método de Horner.• La gráfica de en escala semilogarítmica, se conoce

como gráfica de Horner; y al método involucrado se leconoce como método de Horner. Para efectos numéricos sepuede graficar en escala normal. Una vez quese grafican los puntos, se ajusta una línea recta, para esto sedeben despreciar los puntos que representan el efecto dealmacenamiento.

+t

ttpvsPws

+t

ttpvsPws log


•Método de Horner.• En la siguiente figura se muestra la sección de la línea recta.

Esta puede ser extrapolada a , estoequivale a un tiempo de cierre infinito, para obtener unaestimación de Pi.

1=

+t

ttp 0log =

+t

ttp

Grafica de Horner

3000

3050

3100

3150

3200

3250

3300

3350

1 10 100 1000 10000

(tp+deltat)/deltat

Pw

s (

psi)


•Método de Horner.• El factor de daño se calcula con la siguiente expresión:

+−

−=

=2275.3log1513.1

2

)0(1

w

twfhr

cr

k

m

PPS


• Tarea #13 100% de la calificación de la Tarea #13• Realizar el calculo de la permeabilidad y el daño haciendo uso del método de

Horner. La información necesaria la encontraras en el archivo de Excel que tellegará vía correo.

• Para realizar las tablas y gráficas utiliza EXCEL, para el ajuste de la rectadeberás utilizar el método de regresión lineal, NO UTILICES LA OPCIÓN DEEXCEL PARA AJUSTAR LA RECTA. Los cálculos de permeabilidad y daño losdeberás realizar sustituyendo todos los datos en las ecuaciones pertinentes yentregar junto con un reporte de todos tus resultados y gráficas obtenidos,puedes hacerlo en Word y entregarlo impreso.

• En caso de dudas apoyate en la Tesis que te envíe en donde viene detallado elmétodo y con un ejemplo que solo va a variar con algunos datos del ejercicioque tu tendrás que hacer.

Agentes Apuntalantes

•Referencias.• Fracturamiento Hidráulico Multietapas, Tesis presentada por Blanca Ingrid

Álvarez López, Director de Tesis M.I. Tomás Eduardo Pérez García.

• Curso Fluidos de Fractura Convencionales, Impartido por ABAdvisors, PozaRica Veracruz 2010.

• “Apuntes de Estimulación de Pozos”, Garaicochea, México, UNAM, Facultad de Ingeniería, 1980 .

GRACIASIng. Juan Carlos Sabido Alcántara

Ingeniero Petrolero

Facultad de Ingeniería UNAM

Fracturamiento Hidraúlico Semestre 2016-1 · •Existen apuntalantes con recubrimiento de resina,...

Documents

Transcript of Fracturamiento Hidraúlico Semestre 2016-1 · •Existen apuntalantes con recubrimiento de resina,...