Incrementar producción fracturando

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© YPF S.A. Abril 2009
Introducción al curso de
fractura
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© YPF S.A. Abril 2009 2
Objetivos de la estimulación
Incrementar la producción para incrementar
ganancia, o para incrementar reservas
Acelerar producción equivale a reducir costos y incrementar ganancias.
Incrementar el radio de drenaje equivale a incrementar reservas.

3
Ley de Darcy
Zona
dañada
)
(ln
)
(
10
08
.
7 3
s
r
r
p
p
kh
q
w
e
o
o
wf
e
o
+
−
×
=
−
β
μ
Para entender el efecto de la estimulación consideramos la ley de Darcy para petróleo (steady
state). Para incrementar el caudal de producción se puede atacar tres parámetros:
• La presión frente a los punzados, Pwf: El valor hasta el cual se puede reducir Pwf
dependerá del sistema o instalación de extracción.
• El skin S: En los tratamientos matriciales se busca reducirlo a cero, y en las fracturas
chicas se by-pass la zona dañada buscando generar un efecto equivalente a un skin
negativo.
• Radio de pozo, rw: No se puede físicamente modificar el radio de pozo rw por las
limitaciones en la perforación, pero cuando el flujo de la fractura llegue a un estado seudo
radial se puede asimilar la fractura a un pozo con un radio equivalente a r’w
qo Caudal de petróleo (STB/D)
k Permeabilidad promedio de la formación (mD)
h Altura neta productiva (pie)
Pe Presión de reservorio (PSI)
Pwf Presión frente a los punzados (PSI)
bo Factor de volumen de la formación (RB/STB)
μo Viscosidad del petróleo (cP)
re Radio de drenaje del pozo (pie)
rw Radio del pozo abierto (pie)
S Factor de skin
4
Estimulación Fractura vs. Matricial
¾ Mejorar la productividad para acelerar la producción
Fracturación Hidráulica
Crear un camino conductivo desde
el reservorio hasta el pozo
Remover daño cercano al pozo
para devolverle su potencial
Tratamiento Matricial
Los tratamientos matriciales son realizados a muy bajo caudal para que el fluido entre de manera
uniforma en casi todos los poros en la vecindad del pozo. El objetivo es el de restablecer la
permeabilidad original en esta zona, lo que implica reducir el skin a cero. El radio de inyección del
tratamiento no va a más de 1 a 2 metros alrededor del pozo. Por lo tanto, estos tratamientos son
de un volumen relativamente pequeño. Para obtener una penetración uniforma se debe cuidar de
trabajar a presiones por debajo de la presión de fractura, es decir, que no se debe generar
canalizaciones dentro la matriz. Se trata de tratamientos químicos.
Una fractura hidráulica no va a tratar de remediar la permeabilidad cerca del pozo pero va a crear
un canal de alta conductividad dentro de la matriz. La fractura crea dentro del reservorio un
camino conductivo con una profundidad variable según el tipo de formación y de hidrocarburo a
producir. No estamos incrementando la permeabilidad de la matriz, estamos generando un canal
de alta conductividad. No se puede mejorar la permeabilidad de la formación en si.
Para eso hay que bombear a alta presión para romper la formación, e ir a alto caudal para que el
fluido pueda llegar lejos adentro de la formación.
Cambiando la geometría de flujo dentro de la formación, se mejora la conexión entre el pozo y el
reservorio. Una mayor área del reservorio es contactada y el perfil del flujo es cambiado de radial
a bi-linear o seudo-radial (el nuevo radio efectivo del pozo es función de la longitud y
conductividad de la fractura). Se obtiene entonces un drenaje más eficiente.
Fracturar es una técnica aplicable tanto para zonas de baja como de alta permeabilidad.

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¿Qué es una fractura?
El subsuelo esta compuesto de una serie de capas de rocas de las cuales algunas son reservorio.
El objetivo de un tratamiento de fractura hidráulica convencional es de romper la capa productiva
de interés y dejar una fractura abierta de 0.2 a 2.0 cm de espesor que cubre la altura de la capa.
La longitud de la fractura dependerá de las características (K, φ, Pe,…) del reservorio.
Esta fractura tomará una dirección preferencial dentro de la formación.
6
Principios del fracturamiento hidráulico
1. El colchón es
bombeado primero
2. Esto genera la
fractura
3. La fractura crece
longitudinalmente y
verticalmente
4. Entonces se inyecta
el fluido con el
agente de sostén
Antes de poder inyectar agente de sostén, o sea partículas sólidas con un cierto diámetro, es
necesario generar una fractura con un ancho suficiente para que fluyen estos sólidos. Para eso
se inicie el tratamiento con el bombeo del colchón (PAD) que es un fluido sin agente de sostén.
Según las características de la roca, el tamaño del agente de sostén, el tipo de fluido utilizado, el
colchón representará de 10% a 60% del volumen total de fluido inyectado a formación.

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Régimen de flujo en una fractura
Flujo lineal
Flujo bi-lineal
Flujo seudo radial
Temprano en la vida del pozo:
Solamente fracturas de conductividad
infinita
Temprano en la vida del pozo:
Solamente fracturas de conductividad
finita
Tarde en la vida del pozo:
Flujo seudo radial alrededor del pozo y
de la fractura
Fracturar cambia la geometría de flujo extendiendo un canal generalmente vertical extremadamente
conductivo lejos del pozo. Sin la fractura el flujo converge hasta la circunferencia del pozo (una superficie
relativamente chica). Después de la fractura el flujo converge hasta toda la cara de la fractura lo que da una
superficie extremadamente mayor. O sea el área de flujo es fuertemente incrementada.
La relación de superficie de flujo, entre las caras de una fractura y un flujo radial, es 4Lfh vs. πrw
2
h,
típicamente 4000 a 1.
Una vez que el fluido entra en la fractura, fluye linealmente a través del empaque de agente de sostén hasta
el pozo.
La figura muestra regímenes de flujo identificables en la repuesta de pozos fracturados.
1. Durante un tiempo muy corto después de terminar el bombeo, la geometría promedio del flujo
puede ser llamado flujo lineal en la fractura. Gran parte del fluido que entra en el pozo viene de la
expansión del sistema que se generó durante la fractura. Por ser un tiempo muy corto, es muy raro
poder ver este flujo en los ensayos post fractura.
2. En pozos con una fractura de muy alta conductividad (FCD > 30, fractura de conductividad infinita)
el flujo dominante es generalmente el flujo desde la matriz hasta la fractura. Entonces se observe
un flujo lineal en formación.
3. Flujo bilineal: Este flujo es compuesto de un flujo lineal incompresible dentro de la fractura, y de
un flujo lineal compresible dentro de la formación hasta la cara de la fractura. Es la característica
de una fractura de conductividad finita.
4. Flujo seudo radial: Con el tiempo, el reservorio ve la fractura (conductividad finita o infinita) como
un pozo con un diámetro expandido. El flujo tiende a asimilarse mas a un flujo radial en una escala
global. La fractura pasa a ser análoga a un pozo de mayor diámetro. Entonces se habla de flujo
seudo radial, y de radio efectivo de pozo r’w.
Ver Cinco-Ley y Samaniego (1981) SPE 10179
8
¿Porqué fracturamos?
¾¿ DAÑO DE FORMACION ?
¾¿ BAJA PERMEABILIDAD ?
¾¿ LAMINACIONES ?
¾¿ CONTROL DE ARENA ?
Se estimula para incrementar productividad. Se fractura para:
En reservorios de baja permeabilidad es necesario incrementar la superficie de contacto entre el
pozo y la formación. Se busca realizar fracturas que penetren lejos dentro de la formación.
Ejemplo: Loma La Lata
El daño de formación es inevitable durante la perforación, cementación y terminación. Puede ser
reducido a su mínimo con una estimulación matricial. Con una fractura corta se puede by pasar el
daño de manera más segura y frecuentemente más económica que un ácido. Ejemplo: Rincón de
los Sauces, Golfo San Jorge.
Cuando la formación es laminada una fractura corta permite conectar las diferentes laminas entre
ellas cerca del pozo y por ende con el pozo. Ejemplo: Golfo San Jorge.
En formaciones poco consolidadas, generalmente con buena permeabilidad, gran cantidad de
arena de formación puede ser producida junto con el hidrocarburo. En estos casos se fractura
para controlar la producción de arena, con (frac pack) o sin (screenless frac pack) la ayuda de
filtros. Ejemplo: Golfo San Jorge, Malargüe.

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¿Tamaño?
Frac 12 000 lb agente de sostén
15 BPM
3500 psi
+/- 40 000 U$S
Frac 300 000 lb agente de sostén
100 BPM
6000 psi
+/- 900 000 U$S
Si bien el principio de tratamiento es el mismo el tamaño del trabajo dependerá de los objetivos
de cada pozo. Hay operaciones que requieren de poco equipamiento y productos y otros que
requieren muchos. Por ende los costos y la complejidad de las operaciones varían bastante.
Las fracturas grandes son complejas por la logística involucrada (equipos, volúmenes de fluidos y
de agentes de sostén), pero no son necesariamente las más complejas para llevar a un buen fin.
10
El proceso de Estimulación
Operación
Responsables:
Sup. Estimulación
(Desarrollo)
Participe:
Cía Servicios
W.O.
Definición de
diseños
Responsables:
Ing. Estimulación
(Desarrollo)
Participe:
Cía Servicios
W.O.
Definición de
candidatos
Responsables:
Ing. Estimulación
(Desarrollo)
Participe:
Producción
Evaluación
Responsables:
Ing. Estimulación
(Desarrollo)
Participe:
Producción
Cía Servicios
El proceso de estimulación esta descrito detalladamente en el GOP (Gerenciamiento Orientado a
Procesos).
Se suele considerar al sub-proceso de “operación” como todo el proceso de estimulación,
olvidándose de los demás sub-procesos, lo que termine en resultados insatisfactorios, costos
innecesarios, perdidas de producción.
Para evitar eso es muy importante cumplir con todas las etapas y hacer una buena evaluación
previa para determinar la conveniencia de estimular.
Mirando este proceso se entiende la necesidad que el personal de Desarrollo se involucra en
todas las etapas.

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Organización Grupos de Estimulación
Director Unidad
Negocios
Gerente de
Desarrollo
Líder
Estimulación
Ingenieros de
Estimulación
Líder Zona
1
Geólogos
Geofísicos
Ingenieros
Dirección
Técnica
Perforación
UUEE
Supervisores
Director Unidad
Negocios
Líder Zona
x
Geólogos
Geofísicos
Ingenieros
Área 1
Geólogos
Geofísicos
Ingenieros
Área x
Geólogos
Geofísicos
Ingenieros
Para poder cumplir con las diferentes etapas del proceso, para poder controlar la calidad del
servicio (o sea la producción optima de los pozos) y controlar el gasto que significa las
estimulación (30 a 50% del costo de terminación por la mayoría de los pozos perforados en
Argentina) es necesario tener personal calificado tanto para la parte ingeniería como para la parte
de supervisión de operación.
El personal de estimulación depende de Desarrollo, pero para poder cumplir con sus tareas debe
trabajar en equipo con geólogos, ingenieros de reservorios, personal de RTP, compañías de
servicios.
Debido a la fluctuación en la frecuencia de las operaciones en cada UUEE y para asegurar
flexibilidad y disponibilidad del personal de estimulación estos grupos de trabajo dependen
directamente de las UUNN y no de cada UUEE.
12
Puesto tipo: Ingeniería de Estimulación
¾ La ingeniería de estimulación es parte de la ingeniería de reservorio.
¾ Las primeras responsabilidades del Ingeniero de Estimulación son:
• Evaluación de los pozos candidatos, definiendo
• potencial post fractura
• evaluación económica.
• Diseño y discusión de los tratamientos a realizar con las compañías de servicio
siguiendo el proceso de estimulación.
• Evaluación de las operaciones basándose en datos de producción.
• Evaluación a medio y largo plazo
• Participación en el diseño de construcción de pozo.
• Control de Calidad de los Servicios.

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Puesto tipo: Supervisión de Estimulación
¾ Las primeras responsabilidades del Supervisor de Estimulación son:
• Control de calidad de fluidos y agentes de sostén.
• Controlar el seguimiento de los procedimientos operativos (seguridad) de YPF y
de las compañías de servicio.
• Controlar la interpretación de los minifracs y DFIT, para avalar en locación las
modificaciones a los diseños previos.
• Recomendar los programas de ensayos post fractura.
• Auditoria técnica regular a las bases de las compañías de servicios.
• Son responsables de la fractura, del equipamiento de fractura, y del reservorio,
pero no del equipo de RTP.
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Definiciones

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Lf
wf
h
k = perm. de reservorio
kf = perm. de fractura
Conductividad de la fractura = kf . wf . h
Conductividad de la formación = k . Lf . h
f
f
f
CD
kL
w
k
F =
Factor de conductividad adimensional – FCD
Barrera
Barrera
Zona de
interés
Crear solamente longitud de fractura no es suficiente. La fractura debe ser altamente
conductiva para recibir y transmitir el flujo desde el reservorio hasta el pozo. Obviamente,
reservorios de alta permeabilidad necesitan fracturas más conductivas que reservorios
de baja permeabilidad (hay más fluido para mover dentro de la fractura). La relación
entre la conductividad de la formación y la conductividad de la fractura es definida por la
conductividad adimensional de la fractura, FCD
La ley de Darcy relaciona la capacidad de flujo, o sea la permeabilidad por área de flujo.
Dentro de la fractura esta es kf wf h. Desde el reservorio hasta la fractura la capacidad de
flujo es kLfh. Entonces la relación entre la capacidad de flujo de la fractura y la
capacidad de flujo del reservorio es definido como FCD = kf wf / kLf.
El punto de referencia sería FCD = 1, lo que significaría que la capacidad de flujo del
reservorio y de la fractura sean igual. Si FCD < 1, la fractura esta haciendo efecto de
choke para el reservorio. Si FCD > 1, la fractura tiene mayor conductividad que la
formación.
Notar que el FCD no define por si solo el actual caudal de producción. Describe
solamente la conductividad de la fractura vs. la del reservorio.
Es relativamente fácil obtener FCD muy alto para una fractura corta. Cuando la longitud
incrementa y con permeabilidades medias a altas, se torne más difícil obtener un FCD >
1.
En la literatura y según los autores se puede encontrar las abreviaciones FCD o CFD.
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Factor de conductividad adimensional – FCD
0.1
1
10
100
1000
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200
Largo de fractura (pie)
FCD
K = 5 mD; 2 lb/ft2 K = 5 mD; 1 lb/ft2 K = 50 mD; 2 lb/ft2 K = 50 mD; 1 lb/ft2
2 lb/ft2
=> w = 6 mm
1 lb/ft
2
=> w = 3 mm
K = 5 mD
K = 50 mD
Datos :
1 lb/ft2 => ancho 0.123” = 3 mm
2 lb/ft2 => ancho 0.246” = 6 mm
k = 5 mD y 50 mD,
ρpet = 35 °API
h = 10 ft GOR = 250 scf/bbl
Tres = 52°C μpet = 1.8 cp
φ = 20% Pres = 2000 psi
Sw = 40% ΔPmax = 1000 psi
A = 80 acre Pwf-min = 500 psi
rw = 2.5 in Prof. = 5000 ft
GF = 0.8 psi/ft Arena = 12/20 Brady
Aquí vemos la importancia de determinar la permeabilidad de la formación para determinar que
tipo de fractura necesitamos. Para una formación con buena permeabilidad (50 mD) es inútil
buscar hacer una fractura larga, ya que rápidamente el FCD es menor que 1. Pero si, es necesario
buscar hacer fracturas anchas. Con una permeabilidad menor (5 mD) una fractura corta seria
altamente conductiva sin que la formación sea en condición de aportarle fluido. Esta alta
conductividad represente un gasto inútil.
En la practica conseguir una concentración de arena dentro de la fractura de 2 lb/pie2 es muy
difícil, especialmente para fracturas largas (convección, decantación, tortuosidad, ..., que no
permiten utilizar alta concentraciones).
En consecuencia, para el caso de alta permeabilidad, un diseño con longitud de 100-150
pies (30 a 50 m) es suficiente.

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Radio efectivo de pozo – r’w
Área de flujo
2πrwh
Área equivalente de flujo
2πrw’h
Área de flujo
4xfh
rw’ = (2/π)xf
Área de drenaje
Con el concepto de FCD, en 1961 Prats ha introducido, para las condiciones de flujo seudo radial,
el concepto de radio efectivo r´w.
Si el pozo está produciendo en forma natural, o radial, el área de flujo va ser solamente el área
del pozo, o sea:
2πrwh
En el caso de un pozo fracturado, el área de flujo va a ser las dos alas de la fractura y cada ala
tiene 2 caras. La superficie de una cara es la longitud por la altura, por lo tanto el área de flujo va
a ser 4 veces la longitud por la altura. Si queremos hablar de radio efectivo de fractura, el área
equivalente de flujo va tener la misma formula que en el caso de un pozo que produce de manera
radial, o sea se puede escribir:
2πr'wh = 4xfh o r'w = 2xf/π
Esta definición se encuentra en la literatura y es utilizada para representar la longitud necesaria
por la cual uno tiene diseñar la fractura. El r'w es utilizado en el calculo del Índice de Productividad
en lugar de rw.
Cinco-Ley et al (1978) corrigieron la formula anterior y para un flujo seudo radial compararon el
efecto de la fractura a un efecto de skin (negativo) que definen como “skin equivalente” y que se
puede escribir de la siguiente manera:
)
/
ln( w
w
f r
r
s ′
−
=
18
0.01
0.1
1
0.1 1 10 100
Radio efectivo de pozo – r’w
f
f
CD
x
K
w
K
F =
K
w
K
r f
w
28
.
0
=
′
2
f
w
x
r =
′
Alta permeabilidad
FCD < 0.5
Limitación: Kfw
Baja permeabilidad
FCD > 30
Limitación: xf
f
w x
r /
′
El radio efectivo de pozo es un parámetro que represente la capacidad de flujo de la fractura,
cuando el FCD relaciona la capacidad de flujo de la fractura y la capacidad de flujo de la
formación. Para entender la relación entre ambos parámetros se grafica la relación radio
efectivo/longitud (r’w/xf) versus FCD.
El grafico muestre que si generamos una cierta longitud de fractura y cuando la capacidad de flujo
incremento, o sea cuando el FCD es superior a 10, no hay más incremento del radio efectivo, y por
ende no hay más incremento en la producción del pozo. Dicho de otro manera no se obtendrá
ganancias por pasar de un FCD de 10 a un FCD de 30 o más.
Según el gráfico un valor optimo de FCD sería entre 2 y 10.
En caso de pozos de alta permeabilidad será físicamente imposible obtener FCD de la orden de
10, y es mismo será frecuente tener valores inferior a 1.
Corrigiendo por los efectos de alteraciones de presión en la vecindad de la cara de la fractura una
fractura de conductividad infinita tendrá a:
r´w = 0.5 xf
Y una fractura de conductividad finita tendrá a:
r´w = 0.28 Kfw/K
Ver Reservoir Stimulation (Schlumberger), capitulo 5 (p5-11)

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Pfrac = Psup + Phyd - Pfric tub -Pfric wellbore
Definición de las presiones en fractura
Presión de propagación
de fractura
Presión
σx
Δ Pf
Δ nwb
P
PISIP
ext
P
Protura
Presión de fondo
Presión de
Superficie
ΔP +
P
nwb
Δ net
P
Caudal de Inyección
Tiempo
Presión de cierre
Presión
σx
Δ Pf
Δ nwb
P
PISIP
ext
P
Protura
Presión de fondo
Presión de
Superficie
ΔP +
P
nwb
Δ net
P
Caudal de Inyección
Tiempo
Presión de cierre
PC : PRESION
DE CIERRE
(ej. 2000 PSI)
PF : PRESION
DE FRACTURA
(ej. 2500 PSI)
La presión de fractura es la presión dentro de la fractura, a nivel de los punzados. Pero en casi
99% de los casos se trabaja con datos de superficie y se debe calcular la presión en fondo:
Pfrac = Psup + Phyd - Pfric tub -Pfric wellbore
La fractura se inicia en la cercanía del pozo donde los esfuerzos han sido disturbados por los
procesos de perforación, y debe encontrar su camino hasta las zonas de esfuerzos nativos. En
consecuencia la presión necesaria para empezar la fractura (presión de ruptura) es mayor que
la presión para seguir propagándola. Debido a otros factores, como cambio de fluidos en la
tubería, existencia de fracturas naturales, ... calcular esta presión en condiciones de fondo no es
siempre evidente.
La presión de propagación es la presión necesaria para guardar la fractura abierta con un cierto
ancho.
La presión de cierre es la presión para guardar abierta una fractura con un ancho cero. Es
ligeramente inferior a la presión de propagación.
Al parar el bombeo, y por lo tanto el movimiento de fluido, la perdidas por fricciones, que son
muy difíciles a determinar con precisión, se anulan. Entonces podemos utilizar el ISIP para
calcular la presión de fondo y así aproximar la presión de fractura.
Pfrac = ISIP + Phyd
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