La fracturación hidráulica para mejorar la producción

Ali Daneshy, Consultores Internacional Daneshy

Más a cerca de este tema se pueden encontrar en Gidley, J.L., Holditch, S.A., Nierode, D.A., y Veatch, R.W. 1990. Los avances recientes en la fracturación hidráulica. Serie de Monografías, SPE, Richardson, Texas 12.

Razones para el fracturamiento hidráulico

En su estado natural, la mayoría de los pozos de petróleo y gas no producen en su nivel óptimo, pero la fracturación hidráulica puede abordar múltiples desafíos a la producción eficiente. El flujo radial desde el depósito al pozo no es un régimen de flujo eficiente. A medida que el fluido se acerca al pozo, que tiene que pasar a través de las áreas cada vez más y más pequeñas. Esto provoca "interferencia" del fluido y reducción en el flujo. Si uno fuera a completar el pozo de tal manera que los cambios de flujo radial a casi lineal, entonces el cambio en el patrón de flujo aumentará la productividad del pozo. Una fractura hidráulica bien diseñada y

ejecutada puede cambiar el flujo de radial a casi lineal (Fig. 1). Cerca del pozo la permeabilidad en la mayoría de las formaciones se reduce en la perforación, cementación, y las operaciones de terminación. Teóricamente, se puede demostrar que esta reducción de la permeabilidad provoca reducciones sustanciales en las tasas de producción (Fig. 2). El fracturamiento hidráulico puede extender el alcance del pozo más allá de la zona dañada y disminuir su efecto negativo en la producción. La fracturación hidráulica extiende el alcance del pozo lejos en la formación. Por lo tanto, la producción está controlada por las propiedades del

depósito promedio alcanzado por la fractura, en lugar de la región cerca del pozo mucho más pequeña. El efecto neto es una reducción en el riesgo de perforación en zonas Menos o no productivas.

En formaciones con potencial de producción de arena, la fracturación hidráulica permite tasas de producción económicamente viables a presiones de flujo más altas en el fondo de pozo. Esto reduce la diferencia entre las presiones del campo lejano y el depósito cerca del pozo, y la tendencia a la producción de arena. Las tasas de producción de la mayoría de los pozos con el tiempo disminuyen a un nivel por debajo del cual la producción no es económicamente

aconsejable. La fracturación hidráulica aumenta el factor de recuperación final que se corresponde con el punto de corte económico de la producción. Por estas y otras razones, la fracturación hidráulica es una de las operaciones de terminación más comunes en los yacimientos de petróleo y gas. En teoría, todos los pozos se pueden beneficiar de la fracturación hidráulica. Sin embargo, en la práctica es mucho más común en las

formaciones de mediana y baja permeabilidad. De hecho, en muchos yacimientos de baja permeabilidad, los pozos son fracturados antes de la producción incluso se intenta y se requiere para explotar estos recursos económicamente.

Por qué y cómo la fracturación ayuda a la Producción

La capacidad de una fractura de cambiar el

régimen de flujo y la distancia que la fractura alcanza en el depósito determinan el aumento de la producción. Haciendo referencia a la Fig. 1, si el fluido de reservorio es a fluir en una fractura, la presión dentro de la fractura tiene que estar cerca de la presión del pozo. Esto significa que la propia fractura hidráulica debe ofrecer muy poca resistencia al flujo. En otras palabras, debería tener una permeabilidad muy alta. En ingeniería de yacimientos, esto se mide por el término

"conductividad adimensional", que se define por:

donde, CD es la conductividad de la fractura no dimensionalko es la permeabilidad de la formaciónkf es la permeabilidad de la fractura ωf es el ancho de fractura apuntalada Xf es la longitud de la fractura apuntalada medida desde el pozo a la fractura

un rango razonable para la conductividad adimensional es 1<CD<10 . Por ejemplo, suponiendo que ko = 1 md, ωf = 0,25 in., Xf =

500 ft, y CD = 5, es posible calcular una permeabilidad fractura requerida kf = 120 darcies. Por lo tanto, una fractura altamente permeable necesita ser creado para un tratamiento exitoso. Esto no quiere decir que una fractura menos permeable será ineficaz, sino más bien que un aumento sustancial de producción requiere una fractura muy permeable. Como la permeabilidad de la formación aumenta, la permeabilidad de la fractura requerida para lograr una mejora significativa de producción se hace muy grande. Por otro lado, en los reservorios de alta permeabilidad, los

rendimientos financieros de incluso un aumento de la producción modesta pueden ser muy importantes. Por ejemplo, un aumento del 10% en un pozo que produce 1.000 barriles por día, significa un aumento de 100 barriles por día, mientras que en un pozo que produce 10 barriles al día, así requiere un aumento del porcentaje mucho mayor en la producción para ser económicamente viable. De este modo, los éxitos financieros y técnicos en la fracturación hidráulica deben ser revisados por separado sobre la base de diferentes criterios.

En la actualidad, el uso de la fracturación hidráulica es mucho más frecuente en los reservorios de permeabilidad baja y ultra-baja. De hecho, la mayoría de estos reservorios incluso no serían considerados para su desarrollo, si no fuera por el fracturamiento (por

ejemplo, el Bakken, Marcellus, Haynesville, Eagle Ford, y muchas otras areniscas y lutitas). Esto es particularmente cierto en los reservorios no convencionales, donde la perforación horizontal y la creación de múltiples fracturas hidráulicas a lo largo de la longitud de estos pozos han estado permitiendo técnicas para el desarrollo de estos plays.

Mecánica del hidráulico Fracturamiento

Inyección de fluidos a altas tasas y presiones provoca la iniciación y la extensión de las fracturas hidráulicas. La presión requerida para

la iniciación de la fractura depende de los valores de las tres tensiones principales in-situ, las propiedades mecánicas de formación, y resistencia a la tracción de la formación. La presión requerida para la extensión de la fractura está predominantemente controlada por el menor de los esfuerzos principales in-situ. Orientación de la fractura es perpendicular a la dirección de la misma tensión principal.

Durante la inyección de fluido, la presión del fluido dentro de la fractura es más alta que el menor esfuerzo principal in-situ, y esto

mantiene la fractura abierta. Pero después de que la inyección se detiene y se deja que la presión decaiga, la fractura comienza a cerrarse. Para mantener la fractura abierta y conductora (permeable) después del tratamiento, un agente de sostén se mezcla con el líquido y se inyecta en el interior de la fractura para mantenerlo abierto durante las operaciones de producción. Fig. 3 muestra un diagrama de fracturación con varias etapas del tratamiento marcadas en él. La gran mayoría de los tratamientos de fracturamiento utiliza agua como fluido base y añadir a ella diversos productos químicos para darle propiedades físicas y químicas específicas. Cada trabajo de fracturación comienza con la inyección de un prepad, que por lo general consiste en una mezcla de ácidos medios a débiles y el agua. Esto es seguido por un "cojín", que es una mezcla de agua y un

agente reductor de viscosidad o fricción (por lo general un polímero). Esto es seguido por la "suspensión", que es una mezcla de agente de sostén y el fluido de fracturación. Los detalles específicos de mezcla de fluidos y el tipo de agente de sostén varían entre los reservorios. Una vez que se bombea la cantidad deseada de agente de sostén, en el último paso, la suspensión en el interior del pozo se desplaza a la fractura.

Materiales de fracturación

Los materiales de fracturamiento constan de dos componentes principales: el fluido y el agente de sosten (propante). El fluido de fracturación más común es una mezcla de agua y aditivos. Aditivos comunes incluyen viscosificadores a base de polimeros (para aumentar la viscosidad del fluido a transportar el propante dentro de la fractura), reductores de

fricción (para reducir la presión de fricción del movimiento de líquidos dentro del pozo), interruptores (para "romper" el líquido y reducir su viscosidad después del tratamiento, por lo que puede fluir de vuelta), estabilizadores de arcilla (para eliminar el daño a arcillas hinchables que pueden existir en la formación), biocidas (para evitar la degradación del fluido por las bacterias), amortiguadores (para ajustar el pH de líquidos), agentes tensoactivos, y desmulsificadores. En algunos casos, el agua

es mezclada con nitrógeno o dióxido de carbono para formar una espuma. Fluidos a base de aceite, tales como queroseno, combustible diesel, o el propano también se utilizan ocasionalmente en formaciones que son altamente sensibles al agua.

El agente de sostén más común es arena natural que presenta requisitos físicos, mecánicos, y químicos muy específicos. Estos incluyen el tamaño (variando comúnmente a partir de 0,15 mm hasta 2mm), la esfericidad, la

resistencia mecánica al aplastamiento, y muy baja solubilidad en ácido. Los Agentes de sostén sintéticos se utilizan para aplicaciones especiales, tales como formaciones profundas. Las composiciones más comunes son la cerámica, bauxita, cáscaras de nuez, o incluso plásticos (los dos últimos son de peso ligero y se utiliza sobre todo con fluidos de muy baja viscosidad). Fig. 4 muestra algunos de los agentes de sostén industriales comunes.

Como se indicó anteriormente, uno de los métodos de mejora de la producción es creando una fractura de alta permeabilidad que se extiende profundamente en la formación. Para lograr esto, el agente de sostén debe llevarse lejos a lo largo de la fractura. Dado que los pesos específicos de la mayoría de agentes de sostén industriales son entre 1,9 y 3,6, (mucho más alto que el agua), el principal mecanismo

para la realización de agente de sostén dentro de una fractura es la viscosidad del fluido. Viscosidades de fluidos de fracturamiento Común van desde unas pocas decenas a varios miles de centipoises.

Fractura Diseño

Cálculos de ingeniería siempre preceden a un tratamiento de fracturamiento. Estos consisten en el cálculo del volumen de fluido y la viscosidad, velocidad de inyección, el peso de agente de sostén, los volúmenes de las diferentes fases del trabajo (prepad, cojín, suspensión y desplazamiento), la superficie y la presión de inyección de fondo de pozo, la potencia hidráulica necesaria en la superficie, y el equipo mecánico necesario para esto.

Una parte muy importante del diseño de la fractura es la determinación del volumen de líquido requerido para crear una fractura con una longitud dada. Una

fractura hidráulica es generalmente identificada por tres dimensiones: longitud, anchura y altura (Fig. 5). Misma longitud de la fractura tiene dos componentes: creada y apoyada. Longitud Creada es la distancia entre el pozo y el punto más alejado en la formación. Longitud Apoyada es la distancia entre el pozo y el punto más alejado donde el agente de sostén ha viajado en el interior de la fractura. Ancho de fractura es la separación entre las dos caras de la fractura. Su valor es más grande en el pozo y se estrecha hacia la punta de la fractura. La altura de la fractura es la distancia entre la parte superior e inferior de la fractura.

Las relaciones entre éstos parámetros y el diseño de la fractura son las siguientes. (1) La longitud de la fractura creada influye en el volumen total inyectado y en el ancho de la fractura. Cuanto más larga sea la longitud de fractura requerida, mayor será el volumen de fluido necesario para crear esta longitud. Longitud más larga también se traduce en una fractura más amplia. (2) longitud de la fractura apuntalada influye en el volumen de lodo, peso del agente de sostén, y el aumento de la producción. Creación de una longitud de fractura apuntalada ya requiere inyectar una mayor cantidad (peso) de arena. Pero esta también resulta en un aumento de la producción superior. (3) Ancho de fractura depende de las propiedades mecánicas de la formación, de la viscosidad del fluido, y las dimensiones de la fractura. Fluidos de mayor viscosidad crean una fractura más

amplia. Cuanto más larga sea la fractura, más amplia será en el pozo. (4) La altura de la fractura es desconocida y se asume generalmente constante y en relación con la formación de espesor.

La relación entre el ancho de la fractura y otras dimensiones de fractura ha sido un tema de debate entre los expertos del fracturamiento hidráulico durante muchos años. Los dos conceptos básicos son los de Perkins y Kern (1961), que se relacionan ancho de la fractura a su altura, y Khristianovic y Zheltov (1955), que expresan

ancho de la fractura como una función de su longitud. Dependiendo de la elección de las ecuaciones básicas, se necesitan cálculos elaborados para calcular diversos parámetros de fracturamiento como funciones de las propiedades del fluido y de formación inyectados. Estos se realizan generalmente utilizando simulaciones por ordenador, que están disponibles comercialmente para este propósito.

El futuro: Fractura en pozos Horizontal

En los últimos años, la tecnología de fracturación hidráulica ha sido testigo de grandes avances, ya que su uso ha sido el principal motor para la producción de los yacimientos de petróleo y gas ajustados en los EE.UU. y Canadá. En estas aplicaciones, numerosas fracturas hidráulicas se crean a lo largo de la longitud de un pozo horizontal abierto o revestidos para obtener acceso a grandes volúmenes de reservorios de baja permeabilidad. El número de fracturas en pozos horizontales revestidos puede ser tanto como 60 a 70. Este número es menor (pero todavía en constante aumento) en orificios abiertos. La mayoría de los

tratamientos en los pozos de gas se hacen con agua además de un reductor de fricción bombeado a tasas muy altas. En los yacimientos de petróleo apretados, el líquido por lo general tiene una mayor viscosidad y se inyecta a tasas más bajas. En ambas aplicaciones, el volumen de fluido y el peso del agente de sostén es al menos un orden de magnitud mayor que lo que se utiliza en los pozos verticales. La fracturación hidráulica ha jugado un papel muy importante para que la industria del petróleo y el gas para satisfacer las necesidades energéticas del mundo en crecimiento. A medida que nos vemos obligados a depender de las reservas más marginales para

satisfacer nuestras necesidades de energía, la necesidad de una mejor tecnología de fracturación se hace aún más apremiante. Esto se demuestra mejor por el reciente rápido desarrollo y despliegue de nuevas herramientas de fracturamiento y técnicas que se adaptan específicamente para pozos horizontales

Referencias

Khristianovic, S.A. and Zheltov, Y.P. 1955. Formation of Vertical Fractures by Means of Highly Viscous Liquid. Proc., Fourth World Petroleum Congress, Rome, Sec. II, 579–586. Perkins, T.K. and Kern, L.R. 1961. Widths of Hydraulic Fractures. J. Pet. Tech. 13 (9): 937–949. doi: 10.2118/89-PA

Ali Daneshy es el presidente de Consultores Internacional Daneshy, donde se proporciona consultoría sobre fracturamiento y servicios de capacitación, y

profesor adjunto en la Universidad de Houston, donde imparte un curso de postgrado en la fracturación hidráulica. Cuenta con más de 40 años de experiencia a nivel mundial en la tecnología y operaciones de fracturación hidráulica. Él

es el recibidor del Miembro Distinguido de la SPE y Premios al Servicio Distinguido por sus contribuciones a la fracturación hidráulica, incluyendo más de 40 publicaciones técnicas. Daneshy es un miembro muy activo de la SPE y un ex miembro de su Consejo de Administración. Obtuvo una maestría de la Universidad de Minnesota y un doctorado de la Universidad de Missouri-Rolla, ambos en ingeniería de minas (mecánica de rocas).