1. Metodología para Realizar una Estimulacion Hidráulica
1.1. Fundamentos
1.1.1. Existen dos razones por las cuales se realiza un tratamiento de fractura en un pozo
1.1.1.1. Para incrementar su producción o su inyectividad.
1.1.2. El diseño de un tratamiento involucra un proceso de optimización que permite balancear la predicción del incremento de producción con su costo asociado.
1.1.3. El costo del trabajo depende del tipo y volumen de fluidos de fractura, del uso de agentes gelatinizantes y del control de pérdida de filtrado, tipo y cantidad de agente sustentante y nivel de potencia requerida.
1.1.4. Cada fracturamiento requiere diferentes diseños hasta obtener la mejor propuesta a sus objetivos.
1.2. Información previa con la que se debe contar
1.2.1. Registros eléctricos.
1.2.2. Análisis pre y postfractura de pozos vecinos.
1.2.3. Estudios de laboratorio sobre propiedades de la formación
1.2.4. Resultados del análisis de la presión transitoria del yacimiento para estimar su permeabilidad y daño.
1.2.5. Simuladores del comportamiento de la producción del yacimiento.
1.2.6. Análisis de pruebas micro y minifrac
1.2.7. Análisis postfractura de pozos vecinos.
1.3. Procedimiento para optimizar económicamente el diseño de la fractura
1.3.1. 1. Selección del sistema de fluidos aplicable a la formación.
1.3.2. 2. Selección del apuntalante basándose en su resistencia y conductividad.
1.3.3. 3. Determinación del volumen a bombear y la programación de inyección de material sustentante.
1.3.4. 4. Determinación del máximo gasto de bombeo permitido, basándose en la limitante de presión de los cabezales y tuberías.
1.3.5. 5. Selección de un modelo apropiado de la propagación de la fractura y conductividad (ejemplo 3D y P3D)
1.3.6. 6. Determinación de la entrada de datos requeridos para el modelo geométrico seleccionado.
1.3.7. 7. 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.
1.3.8. 8. Determinación del gasto de producción y recuperación acumulada en un determinado período
1.3.9. 9. Cálculo del valor presente de los ingresos netos de la producción basada en un gasto discontinuo
1.3.10. 10. Cálculo del costo total del tratamiento
1.3.11. 11. Cálculo del VPN para la fractura, pero sustrayendo el costo del tratamiento del ingreso neto descontado del pozo
1.3.12. 12. Repetición del ciclo del proceso computacional hasta que el VPN decrece o se llega a la máxima longitud.
1.3.13. 13. Construcción de curvas mostrando el VPN de la fractura con otros criterios económicos apropiados contra la penetración de la fractura.
1.4. Selección de las variables de diseño
1.4.1. se deben considerar las siguientes variables:
1.4.1.1. Base del fluido
1.4.1.2. Viscosidad del fluido
1.4.1.3. Propiedades de pérdida de filtrado
1.4.1.4. Fricción en la tubería
1.4.1.5. Volumen de fluido
1.4.1.6. Gasto de inyección
1.4.1.7. Tipo de sustentante
1.4.1.8. Concentración del sustentante
1.4.1.9. Propiedades físicas de la formación
1.4.1.10. Temperatura del fluido en la fractura
1.5. Selección de un fluido de fractura
1.5.1. Cuando se selecciona el fluido de fractura se deben considerar tres elementos: disponibilidad, costo y calidad técnica. Dentro de la calidad tecnica se debe considerar:
1.5.1.1. Temperatura de fondo del pozo.
1.5.1.1.1. Se relaciona con el tiempo de bombeo, la pérdida por filtrado y la limpieza de la formación, una vez extraído el fluido.
1.5.1.2. Capacidad de transporte del sustentante.
1.5.1.2.1. Esta relacionado con:
1.5.1.3. Pérdida de fluido
1.5.1.3.1. La pérdida de fluido afecta el tiempo de la penetración y del cierre.
1.6. Selección del apuntalante
1.6.1. La consideración más importante para seleccionar el apuntalante es que optimice la permeabilidad o conductividad con la mejor relación costo / beneficio asociado.
1.7. Selección del tamaño del tratamiento
1.7.1. El tamaño del tratamiento se debe basar idealmente en la penetración óptima de la fractura, determinada por las consideraciones económicas.
1.8. Selección del gasto de inyección
1.8.1. Se deben considerar altos gastos de inyección para incrementar la eficiencia del tratamiento
1.9. Selección del modelo geométrico
1.9.1. Esta selección permite
1.9.1.1. Asegurarse de que la adición del apuntalante no cause un arenamiento no deseado
1.9.1.2. Determinar el fluido de tratamiento y volumen de apuntalante requerido.
1.9.1.3. Asegurar que la concentración de apuntalante proporcione una adecuada conductividad.
1.10. Evaluación de la fractura durante la operación.
1.10.1. La correcta evaluación del comportamiento de la fractura depende de:
1.10.1.1. Presión neta
1.10.1.1.1. Es la presión de fondo en el pozo a nivel de los disparos (Phidrostática + Pbombeo) menos la presión de cierre de fractura ( Pci )
1.10.1.2. Capacidad de presión de formación.
1.10.1.2.1. Es el límite de presión al cual la fractura se mantiene confinada.
2. Consiste en el bombeo de un fluido viscoso a un alto gasto y a una presión mayor a la presión de fractura de la formación
3. fACTORES QUE SE CONSIDERAN PARA UNA ESTIMULACION HIDRÁULICA
3.1. Los factores que se deben tener en cuenta son
3.1.1. Litología y mineralogía de la formación.
3.1.1.1. Analizar los valores de porosidad y permeabilidad para determinar la conductividad y longitud de fractura.
3.1.2. Geometría de la fractura.
3.1.2.1. Los esfuerzos horizontales en los estratos limitantes se relacionan con la posibilidad de que la fractura se extienda por encima o por debajo de la zona de interés.
3.1.3. Fluidos y energía del yacimiento
3.1.3.1. La viscosidad del crudo, su tendencia a formar emulsiones, el contenido de asfaltenos y las características de formación de parafinas deben considerarse en la selección y modificación del fluido de fractura.
3.1.4. Configuración física del pozo
3.1.4.1. Los pozos a los que se les vaya a hacer un trabajo de fracturamiento deben contar con ciertas características en su terminación y sistema de conexiones, que deben ser previstas con anticipación
3.1.5. Altura
3.1.5.1. Usualmente controlada por los diferentes esfuerzos in situ existente entre los diferentes estratos.
3.1.6. Módulo de Young
3.1.6.1. Indica la resistencia a la deformación de la roca.
3.1.7. Viscosidad del fluido
3.1.7.1. Afecta la presión neta en la fractura, la pérdida de fluido y el transporte del apuntalante
3.1.8. Pérdida de fluido
3.1.8.1. Relacionada con la permeabilidad de la formación y las características de filtrado del fluido fracturante.
4. Etapas del proceso de estimulacion hidráulica
4.1. Bombeo del precolchon
4.1.1. Se bombea un precolchón de salmuera o gelatina lineal, con el objeto de obtener parámetros y poder optimizar el diseño propuesto
4.2. Bombeo del colchón de gelatina como fluido fracturante
4.2.1. Produce la fractura y abre la roca lo suficiente como para que pueda ingresar el agente de sostén
4.3. Bombeo de tratamiento
4.3.1. Es un fluido cargado con arena, el cual apuntala la fractura y la mantiene abierta.