Fracturamiento Hidraulico
sasli18 de Abril de 2013
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MINISTERIO DEL PODER POPULAR
PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITECNICA
DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL
NUCLEO BARINAS
FRACTURAMIENTO HIDRAULICO
BARINAS, MAYO DEL 2011
MINISTERIO DEL PODER POPULAR
PARA LA DEFENSA
UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL POLITECNICA
DE LA FUERZA ARMADA NACIONAL
NUCLEO BARINAS
FRACTURAMIENTO HIDRAULICO
INTEGRANTES:
*Alvarado Maria C.I. 20.003.040
PROFESOR: *Bastidas Luis C.I. 20.012.082
Ing. Contreras Luis *Escalona Maria C.I.20.895.796
*Landazabal Zoraida C.I. 18.953.724
*Melendez Michel C.I. 21.159.328
*Olejua Sandra C.I.19.236.892
V SEMESTRE
SECCION ``A``
ING. GAS
BARINAS, MAYO DEL 2011
INTRODUCCION
El fracturamiento hidráulico es una de las técnicas de estimulación de pozos en yacimientos de hidrocarburos más utilizada en el mundo, y se enfoca en resolver problemas relacionados con la baja productividad, que generalmente se atribuyen a daño inducido en la perforación y/o permeabilidad baja del yacimiento. El objetivo es crear una red de fracturas interconectadas que servirán como espacios de poros para el movimiento de petróleo y gas natural del pozo. El Fracturamiento hidráulico combinado con perforación horizontal ha permitido producir lutitas ricas en materia orgánica previamente improductivas en campos de gas natural más grandes del mundo. El agua es el líquido de conducción utilizado en el proceso de fracturamiento hidráulico más usado. Para prevenir el cierre de la fractura, una vez que se detiene el bombeo, se deben adicionar al fluido de fractura los agentes de sostén, los cuales son los encargados de mantener la fractura abierta una vez que el trabajo ha terminado y así mantener la conductividad deseada de la misma, dentro de los límites económicos pertinentes. La conductividad de la fractura depende de una serie de factores, relacionados entre sí, como son: tipo, tamaño y uniformidad del agente de sostén, grado de empaque del mismo, grado de trituración y/o deformación, cantidad y manera de colocación. La correcta colocación del agente de sostén, puede resultar en un buen incremento de la producción para pozos viejos o nuevos y puede convertir un pozo cuya producción no era rentable en uno que sí lo es.
TABLA DE CONTENIDO
Portada
Contraportada
Introducción
¿Qué es el fracturamiento hidráulico?..........................................................
Antecedentes……………………………………………………………….
Objetivos……………………………………………………………………
Fluidos de fracturamiento………………………………………………….
Propiedades del fluido fracturante y de los aditivos…………………………
Iniciación de la fractura……………………………………………………….
Propagación de la fractura……………………………………………………
Agente de sostén……………………………………………………………
Aditivos……………………………………………………………………….
Transporte del agente de sostén……………………………………………..
modelaje del transporte de partículas………………………………………..
Productividad de pozos fracturados………………………………………….
Tipos de formación y agente de sostén……………………………………..
Fracturas hidráulicas para control de arena……………………………………
Equipos de fracturamiento hidráulico…………………………………………...
Operaciones…………………………………………………………………….
Evaluación pre-frac…………………………………………………………….
Minifrac………………………………………………………………………
Evaluación durante el mini frac…………………………………………….
Evaluación durante el minifrac……………………………………….
Evaluación durante el fracturamiento…………………………………………
Evaluación post-frac………………………………………………………….
Factores que afectan la producción……………………………………………
Coil frac…………………………………………………………………………….
Fracturamiento hidráulico en Venezuela……………………………………….
Causas ambientales………………………………………………………….
Ventajas y desventajas del fracturamiento………………………………….
Conclusión
Bibliografía
Anexos
¿QUE ES EL FRACTURAMIENTO HIDRAULICO?
El trabajo de fracturamiento hidráulico de un pozo consiste en la inyección de un fluido a presión denominado fluido de fractura, hasta la profundidad a la que se encuentra la roca que se quiere fracturar, expuesta en la cara del pozo, para lograr la falla de la misma, es decir, hasta fracturar o hacer fallar la formación. El fluido de fractura es el encargado de transmitir la presión hidráulica al yacimiento. Después de alcanzada la falla, el mantenimiento de la presión del fluido produce la extensión de la fractura más allá del punto de ruptura inicial.
Dicha fractura crea un canal de flujo nuevo y más grande que cualquiera de los preexistentes, estos últimos procedentes de las fracturas naturales o de la comunicación entre los poros; la fractura lograda de esta manera se adentra en la formación en una medida que depende de toda una serie de factores que se expondrán posteriormente. Este nuevo canal de flujo puede conectar las fracturas naturales así como proveer un área de drenaje adicional del yacimiento.
La primera cantidad de fluido que entra en la fractura es el encargado de la creación de la misma y del control de la pérdida de fluido dentro de la formación, a lo largo de las superficies de la formación creadas por la fractura, las cuales son las paredes de la misma. Para prevenir el cierre de la fractura, una vez que se detiene el bombeo, se deben adicionar al fluido de fractura los agentes de sostén, los cuales son los encargados de mantener la fractura abierta una vez que el trabajo ha terminado.
Ellos también colaboran en el incremento de la conductividad del petróleo o gas, a tipos de materiales como agentes de sostén, entre los
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que se encuentran la arena, pelotas de aluminio, acero, bauxita, etc. En la actualidad los agentes de sostén están disponibles en diferentes distribuciones de tamaño y se pueden utilizar en cantidades variables.
La capacidad de la fractura para conducir los fluidos hasta el pozo afecta directamente la capacidad de producción del pozo al que se le ha practicado un trabajo de fracturamiento. La conductividad, la longitud y la altura de la fractura a la que se le coloca el agente de sostén, son todos factores importantes. Una alta conductividad de fractura, combinada con una buena longitud de la misma y la correcta colocación del agente de sostén, puede resultar en un buen incremento de la producción para pozos viejos o nuevos y puede convertir un pozo cuya producción no era rentable en uno que sí lo es.
ANTECEDENTES
Tal como se utiliza hoy en la industria de petróleo y gas fue desarrollado por primera vez en los Estados Unidos en 1948. Se utilizó por primera vez comercialmente en 1949, y debido a su éxito en el aumento de la producción de los pozos de petróleo fue rápidamente aprobado, y ahora es utilizado en miles de pozos petroleros y de gas al año. La primera utilización industrial de fracturamiento hidráulico fue en 1903.
Sneddon (1946) y Sneddon and Elliot (1946) desarrollo las soluciones para los campos de fuerzas y presiones asociadas con fracturas.
El primer trabajo sobre modelado de fracturas hidráulicas fue realizado por varios investigadores rusos (1959). La primera referencia en ingles fue
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hecha en papel por Khristianovich and Zheltov’s (1955). La otra mayor contribución fue el trabajo de Perkins and Kern (1961). Esos modelos fueron desarrollados para calcular la geometría de la
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