Fracturamiento hidráulico

Descripción y Utilidad de la Simulación de Pozos con
Fracturamiento Hidráulico
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Fracturamiento hidráulico
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.
Método
Cuando se aplica a la estimulación de pozos de inyección de agua, o petróleo / gas, el objetivo de fracturamiento hidráulico es aumentar la
cantidad de exposición a un pozo en torno a la formación y ofrecer un canal de conductores a través del cual el líquido pueda fluir fácilmente hacia
el pozo. Una fractura hidráulica se forma bombeando un liquido de fractura en el agujero, en una tasa que sea suficiente para aumentar la presión
del pozo a un valor en exceso del gradiente de fractura de la formación. La presión hace que la formacion se agrietarse, lo que permite que el
fluido de fractura entre y aumente aun mas la grieta en la formación. Con el fin de mantener esta fractura abierta después de que la inyección se
detenga, un sólido se agrega a la fractura de líquido. Este solido es comúnmente una criba de arena, que se lleva a la fractura. Esta arena es
elegida para ser más impermeable en torno a la formación y la fractura hidráulica se convierte entonces en una alta permeabilidad del conducto a
través del cual la formación de líquidos puede producirse de nuevo al pozo. El liquido de fractura puede ser cualquier cantidad de fluidos, que van
desde el agua a los geles, espumas, nitrógeno, dióxido de carbono o incluso en algunos casos aire. Diversos tipos de solidos se utilizan, entre
ellos arena, arena recubierta con resina, hechas por el hombre y la cerámica en función del tipo de permeabilidad o la fuerza necesaria.
Radiactivos de arena a veces se utiliza para que la fractura de pozos se puede medir.
La fractura de líquido tiene dos funciones principales 1) Abrir y ampliar la
fractura; 2) Transportar solidos a lo largo de la longitud de la fractura.
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Publicado por Javier Ramos en 16:54
Etiquetas: Fracing, fractura, fracturamiento hidraulico, metodo de fractura
Descripción y Utilidad de la Simulación de Pozos con
Fracturamiento Hidráulico
Br. Nadales María. Universidad Central de Venezuela. Noviembre 2007
El fracturamiento hidráulico es una técnica aplicable en los trabajos de
recuperación primaria y secundaria de petróleo y en la estimación de esfuerzos en
profundidad.
La técnica concebida originalmente en el año de 1.947 para incrementar el área de
drenaje en pozos petroleros, consiste en la inyección de fluido a presión desde la
superficie a través 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 principal de confinamiento en
profundidad.
Una fractura comienza a propagarse dentro del lecho rocoso y la presión del fluido
decrece como consecuencia del aumento en el volumen que ocupa el fluido (ver
figura 4). Eventualmente, la presión ha decrecido tanto que no puede abrir más la
roca, en este punto el sistema entra en un equilibrio estacionario. La fractura
obtenida produce un camino de alta permeabilidad que conecta el punto de
extracción con zonas alejadas del reservorio 2.
El objetivo de esta publicación es observar la importancia de la simulación de este
proceso ya que por medio de un modelo de elementos discretos se obtiene
información sobre la evolución de la presión del fluido y de la propagación de la
fractura. Se ha desarrollado una simulación computacional del proceso de
fracturamiento hidráulico en pozos petrolíferos. El modelo se describe de la
siguiente manera: considera la roca como un conglomerado de polígonos
irregulares unidos por fuerzas de cohesión proporcionales a sus constantes
elásticas. El enlace entre dos polígonos se rompe cuando la separación entre ellos se
hace suficientemente grande. La roca se somete a la presión de un fluido
fracturante que abre la fractura. Se muestra la fractura obtenida y la evolución de la
presión fracturante en el tiempo2.
Las ecuaciones del modelo se resuelven de forma acoplada, discretizando la
fractura en Volúmenes de control de igual longitud pero de altura variable y
calculando iterativamente la presión y tasa de flujo que cumplan con principios de
conservación (conservación de masa y cantidad de movimiento), establecidas
ciertas condiciones iniciales y de borde3.
La simulación requiere la modelación de las dos partes del problema: La roca y el
fluido. Para modelar la roca, hemos utilizado la tesalización de Voronoi2 (Los
Polígonos de Voronoi son una construcción geométrica que permite construir una
partición del plano euclídeo)4
En método el sólido es dividido en polígonos de configuración aleatoria. Dos
polígonos sienten una fuerza de cohesión proporcional a sus constantes elásticas:
Fx = ESεl (1a)
Fy = GSεc (1b)
Donde el eje x es el paralelo al lado común
de los dos polígonos y el y es perpendicular, E es el modulo de Young Tensil del
material, G el módulo de cizalla, S la sección del lado que comparten los dos
polígonos y εl y εc son las deformaciones tensil y de cizalla Respectivamente. La
fractura se modela como una ausencia de estas fuerzas de cohesión una vez que el
enlace se deforma por encima de cierto valor umbral2.
Luego se observa como la presión alcanza un valor suficiente para romper la roca, el
fluido puede ocupar un mayor volumen y la altura de la columna, y por tanto la
presión, decrece. Cuando la presión es lo suficientemente baja para no poder
romper más la roca, el sistema entra en equilibrio y la simulación se detiene2.
Por lo que podemos decir que un simulador es capaz de resolver el problema del
flujo de fluidos y de la deformación elástica de la roca, asociado con la propagación
de una fractura vertical inducida hidráulicamente dentro de una formación
(homogénea e isotrópica) compuesta de tres capas con diferentes esfuerzos en
sitio3.
Tomando en cuenta que el ancho de la fractura se obtiene asumiendo un estado de
esfuerzo plano y la altura es formulada basado en el criterio del factor de intensidad
de esfuerzo crítico. El flujo de fluidos se considera unidimensional en la dirección
de la longitud, asumiendo un fluido fracturante no-Newtoniano, caracterizado por
un modelo reológico de ley de potencia3.
Se considera la inyección de múltiples etapas de mezcla (inmiscibles), con
diferentes tipos de partículas y concentraciones, a una tasa de inyección variable
durante el tratamiento3.
Finalmente, se evalúa la ejecución acoplada de los diferentes modelos en un pozo
bajo condiciones representativas de la industria petrolera, con el propósito de
determinar la rentabilidad de la aplicación de un tratamiento de estimulación y su
comportamiento con el tiempo (figura 3) 3.
Por lo cual es evidente la gran importancia de simular el proceso de fracturamiento
ya que nos permite resolver el problema del flujo de fluidos y de la deformación
elástica de la roca, asi como el balance de masa en la fractura considera cambios en
la sección transversal de la misma y pérdidas de fluido por filtración hacia la
formación, despreciando el intercambio de calor.
Sin dejar de mencionar que se puede modelar el transporte del agente apuntalante
en el fluido (mezcla) y calcula la suspensión y deposición del mismo a lo largo de la
fractura. Adicionalmente, se puede disponer de un modelo de post-fractura y un
modelo económico para evaluar la rentabilidad de la aplicación del tratamiento.
Referencias
1. Kiamy Jorge A. (1997). Mecanismo de Fracturamiento Hidráulico Visto a Través de la Morfología de su
Superficie de Fractura. Tesis de grado, Departamento de Minas, Universidad de Oriente.
2. Sergio Andrés Galindo,Jose Daniel Muñoz. Simulación por elementos discretos del proceso de
fracturamiento hidráulico en pozos petrolíferos Revista Colombiana de física, VOL.38, No.1, 2006
3. Verde, A. J., “Desarrollo de un Simulador Pseudo-Tridimensional (P3D) de Fracturamiento Hidráulico
en pozos”. Trabajo de grado, Universidad del Zulia, Facultad
de Ingeniería, Maracaibo 2002.
4. Emilio Gomez Fernández (2005) Uso en un Sistema de Información Geográfica de polígonos de
Thiessen como paso previo para obtener ejes de calles Obtenido de "http://es.wikipedia.org/wiki/PolÃgonos_de_Thiessen"
5.Programa para reducir la incertidumbre en el moldeo de fracturas. obtenido de
http://www.petroleo.com/pi/formas/62773/roxarFracPerm_125.jpg