Fracturamiento Hidraulico

1. Introducción

Desde los inicios de la industria petrolera, la producción de petróleo y gas ha representado importantes retos tecnológicos con la finalidad de maximizar la extracción de los hidrocarburos de los yacimientos petroleros. La estimulación de pozos es una tecnología que desde 1860 se introdujo en la industria petrolera y que ha ido evolucionando de manera continua hasta nuestros días. Entre las más importantes tecnologías de estimulación de pozos que han logrado maximizar de la producción de petróleo y gas, se encuentra el fracturamiento hidráulico. El fracturamiento hidráulico no es una tecnología que pueda utilizarse en todos los yacimientos petroleros, pero para aquellos que lo requieren, es el único método de estimulación disponible que permite, no solo para maximizar la producción de hidrocarburos, sino poder producir comercialmente el petróleo y el gas.

Esta tecnología surge de las observaciones del comportamiento de fluidos inyectados a un yacimiento a través de un pozo petrolero, como en los casos de: fluido de perforación, lechadas de cemento, agua, ácido, etc. Esto permitió observar que cuando los fluidos eran inyectados a altos gastos y a altas presiones iniciales, se producía el rompimiento de la roca del yacimiento.

2. Fundamentos Teóricos y Reseña Histórica

La técnica concebida originalmente en el año 1947 para incrementar el área de drenaje en pozos petroleros, consiste en la inyección de fluido a presión desde la superficie a travez de una perforación o pozo hasta una zona determinada del mismo, aislada por sellos, la cual sufrirá los efectos de la presión hidráulica fracturándose en la dirección del máximo esfuerzo. Esta técnica fue desarrollada como una opción para incrementar la produccion y evitar la perforación de un nuevo pozo. Este procedimiento hada muy buenos resultados, y a medida que se ha acomulado mucha experiencia de campo, la tecnología de aplicaciones de fracturamiento ha avanzado en el concerniente diseño y frabricacion de equipos y herramientas y en la selección, preparación y utilización de solidos y fluidos para atender una variedad de necesidades.

El primer fracturamiento fue realizado en Kansas, a finales de la década del 40 y el propósito fue incrementar la producción en un pozo marginal. En la década del 50 realizar este tipo de tratamiento tiene gran impacto tanto en pozos de petróleo como de gas. Posteriormente, a mediados de la década de los 80 incrementa, nuevamente la aplicación del fracturamiento hidráulico como resultado del conocimiento científico y de los modelos del comportamiento de la fractura en la formación productora; además ayudo el hecho de realizar fracturamiento hidráulico masivo (MHF, Massive Hydraulic Fracturing) en los yacimientos. La tendencia en estas décadas fue fracturar formaciones con permeabilidades bajas.

Con las capacidades modernas del fracturamiento mejorado, como es el caso de fracturar formaciones con permeabilidades entre moderadas y latas (HPF, High Permeability Fracturing), con la técnica conocida como “Frac & Pack” o sus variantes y el hecho de disminuir los costos, han permitido considerar al tratamiento de fracturamiento hidráulico como un tipo de terminación para los pozos petroleros.

3. Descripción del proceso

-Primero se perfora un pozo vertical hasta el nivel donde se encuentra las rocas porosas de baja permeabilidad que contienen los hidrocarburos. Una vez alcanzado el nivel deseado, se continúa la perforación horizontalmente.

-Luego se introduce en el pozo una tubería de acero, desde la superficie hasta el final del pozo. A continuación se inyecta cemento entre el espacio que queda entre la tubería y las paredes del pozo, de tal manera que el pozo queda totalmente aislado de todas las rocas y acuíferos que haya atravesado. Por dentro de la tubería se introducen una serie de dispositivos, que permiten realizar selectivamente pequeñas y múltiples perforaciones a través de la tubería y el cemento hasta la roca que contiene los hidrocarburos.

-A través de estos pequeños orificios se inyecta agua a una suficiente presión, que permita producir grietas y pequeñas fisuras en la roca, generando un aumento de la permeabilidad. El agua inyectada va acompañada de arena que permite que estas grietas no se cierren una vez que han sido abiertas por la fracturación. Al agua también se le añaden pequeñas cantidades de productos químicos con el objeto de favorecer su inyección y penetración en las rocas a fracturar, así como eliminar bacterias y disolver algunos minerales

-A lo largo del proceso de fracturación, las operadoras controlan en tiempo real las presiones del fluido de fracturación, la extensión y localización de la red de microfracturas que se van generando en las rocas, garantizando la total seguridad de las operaciones. En función del tipo de roca, se necesitan entre tres y cinco días para completar el proceso.


-Una vez terminado, el pozo devuelve parte del fluido inyectado, acompañado del hidrocarburo y agua originalmente presente en la roca. Al cabo de unas horas o días, dependiendo de cada caso, el pozo ya está listo para producir un flujo de hidrocarburo durante años o décadas.

4. Cuando se debe fracturar

El momento de fracturar es un factor muy importante para obtener el total beneficio de este tratamiento. Fracturar mientras el pozo produce lo suficiente es antieconómico. Hasta tanto el pozo no decline su producción por debajo de valores aceptables, la fractura no ayudará a recuperar la inversión. Por otra parte, cuanto más tiempo se espere para fracturar después de que un pozo ha declinado su producción, mayor será el tiempo no rentable. Fracturar en el momento que comienza el declive, generalmente resulta en una mayor producción de hidrocarburos antes de llegar a su límite económico. En general se debe tener en cuenta los siguientes aspectos:

1. Pozos Marginales.

2. Zonas de Poco Espesor.

3. Distribución de los Pozos.

5. Aplicaciones del Fracturamiento Hidraulico

El fracturamiento hidráulico ha sido empleado para realizar dos tareas principales: incrementar la productividad y aumentar la inyectividad.

5.1 Aumento de la Producción: El aumento en la productividad de un pozo generalmente se da como consecuencia de la creación de una fractura, la cual se convierte en un canal de flujo a través de la zona de permeabilidad alterada o

zona skin; entre más profunda sea la fractura, mayor es el aumento de producción, ya que se conoce que la eficiencia de drenaje disminuye naturalmente con la distancia, es obvio que al extender los canales de flujo en la formación se permite que más hidrocarburo alcance la cara de pozo; un incremento de la capacidad de flujo de la fractura, genera un incremento del potencial de producción; como

5.2 Corrección del Daño a la Formación. El daño a la formación consiste en la reducción de la permeabilidad en los alrededores de la cara del pozo y se interpreta como una caída de presión adicional al (ΔPS) y es proporcional a la tasa de producción. En las operaciones de perforación y cementación se utilizan lodos para estos fines, dentro de los cuales hay sólidos que se encuentran dispersos y son los que pueden invadir la matriz de la roca taponándola. La caída de presión desde la zona alterada, es la diferencia entre la presión del pozo fluyendo, y la que presentaría si no existiera el daño. El efecto del daño o efecto skin, se cuantifica mediante las variables adimensionales llamadas factor de daño S, definida en unidades de campo como:

5.3 Desarrollo Comercial de Yacimientos con Baja Permeabilidad. En campos donde la permeabilidad de la formación es muy baja se utiliza la técnica de fracturamiento hidráulico masivo, esto implica el uso de 50.000 a 500.000 galones de fluido fracturante y de 100.000 a un millón de libras de material de soporte. El propósito de fracturamiento hidráulico masivo, es exponer una gran área superficial de la formación para permitir el flujo hacia el pozo. Se define una formación con baja permeabilidad la que tiene una permeabilidad in situ de 0.1 md o menos.

5.4 Inyección de Fluidos a la Formación. En yacimientos donde no hay empuje de gas o de agua, se requiere la implementación de pozos inyectores para tratar de mantener la presión del yacimiento y así sostener la producción en condiciones económicamente viables. En estos tipos de yacimientos las fracturas pueden incrementar los valores de inyectividad aumentando la capacidad de cada pozo inyector.

5.5 Recuperación Secundaria. La recuperación secundaria fue el objetivo primordial del fracturamiento hidráulico hasta hace varios años; en los campos donde la producción decaía se realizaban trabajos de fracturamiento en sus pozos, aumentando la permeabilidad cerca de la cara del pozo, y de esta forma mejoraban la productividad. Este incremento ha sido estimado entre 5 y 15% del total de la recuperación primaria. La fractura incrementa la recuperación final ya que ensancha los canales de flujo y aumenta la eficiencia de drenaje.

6. Modelos de la Fracturación Hidráulica

Los primeros modelos teóricos de fracturamiento hidráulico, fueron llevados a cabo por Khristianovic y Zheltov (1955), e independientemente por Perkins y Kern (1961). Posteriormente, sus trabajos fueron adaptados por Geerstma y de Klerk (1969), y por Nordgren (1972), respectivamente, generando los modelos KGD (deformaciones

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