Práctica Profesional Supervisada Optimización del Factor de Conductividad Adimensional en Fracturas de Pozos en el Golfo San Jorge Humberto Celleri Camila Barbeito Tutor académico Estudiante Martin Andrés Tutor organizacional Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés Contenido 1 Resumen .................................................................................................................................................. 3 2 Objetivos de la práctica ........................................................................................................................... 4 3 Marco teórico .......................................................................................................................................... 5 1. Introducción ..................................................................................................................................... 5 2. Ley de Darcy ..................................................................................................................................... 5 3. Daño de formación........................................................................................................................... 6 4. Inflow Reservoir Performance (IPR) ................................................................................................. 6 5. Leak off ............................................................................................................................................ 7 6. Presiones .......................................................................................................................................... 7 7. Fractura hidráulica ........................................................................................................................... 8 Definición................................................................................................................................................. 9 Componentes del fluido........................................................................................................................... 9 Aplicaciones de la estimulación hidráulica ............................................................................................ 10 Tipos de fractura hidráulica ................................................................................................................... 10 Geometría .............................................................................................................................................. 12 Esfuerzos locales y propagación ............................................................................................................ 12 Tortuosidad ........................................................................................................................................... 13 8. FCD: Conductividad de fractura adimensional ............................................................................... 13 Optimización del FCD y consideraciones para el diseño ........................................................................ 14 9. 10. 4 Diseño unificado de fractura y Número de Proppants ................................................................... 16 Agentes de sostén ...................................................................................................................... 16 Procedimiento ....................................................................................................................................... 19 Cálculos de Np y FCD .............................................................................................................................. 21 5 Resultados ................................................................................................................................................. 24 6 Conclusiones ............................................................................................................................................. 28 7 Anexo ........................................................................................................................................................ 29 8 Fuentes ..................................................................................................................................................... 30 2 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés 1 Resumen Para maximizar la productividad de un pozo de petróleo o gas que va a ser estimulado hidráulicamente es importante lograr un correcto diseño de las fracturas. Esto implica conocer las características del pozo, de la formación y la situación de pozos similares. El diseño y geometría de la fractura están sujetos al caudal de fluido bombeado, las presiones en formación y pozo, la concentración de agentes de sostén y sus propiedades físicas. Se realiza en este trabajo un análisis de fracturas hechas en pozos: uno de petróleo del yacimiento Jorge y dos de gas del yacimiento Chulengo. Estos pozos recibieron tratamiento de fractura hidráulica para estimular la formación e incrementar los volúmenes de hidrocarburos producido. Para entender si el diseño de las fracturas generadas en estos pozos es óptimo, se analiza la geometría de las mismas y las condiciones de la formación. Hay parámetros como el Número de Proppants y el Factor de Conductividad Adimensional que ayudan a estimar si la fractura es productiva de acuerdo a la formación a estimular. Las empresas de servicios presentan un reporte con todos los datos del tratamiento, incluidas las presiones y características de la fractura, como la geometría, permeabilidad, factor de conductividad adimensional, entre otros. Es recomendable saber si los valores de conductividad entregados por estas empresas son acordes a los ideales y los calculados por Pan American Energy. De esta forma se puede mejorar el diseño de la fractura, en caso de ser necesario. 3 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés 2 Objetivos de la práctica ▪ ▪ ▪ Calcular el Número de Proppants (Np) para cada etapa de fractura de los pozos estudiados y obtener el Factor de Conductividad Adimensional (FCD) óptimo que garantiza mejor producción. Calcular el FCD real de cada etapa y comparar con el valor brindado por las compañías de servicios. Entender los criterios utilizados para el cálculo de FCD. 4 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés 3 Marco teórico Se explicarán varios conceptos teóricos para que pueda entenderse el trabajo llevado a cabo. Desde los fundamentos básicos de la Ley de Darcy, tan utilizada en la industria de los hidrocarburos, hasta conceptos puntuales de fractura hidráulica. Sin perder de vista las consideraciones que se tienen en los tratamientos de estimulación. 1. Introducción Una vez perforados y cementados los pozos productores, se busca optimizar el flujo de hidrocarburos hacia los mismos, y así hacer rentable la explotación de todo el yacimiento. Para esto, es común estimular los pozos mediante tratamientos de fractura ácida o hidráulica. En las formaciones que se van a estudiar, de la Cuenca del Golfo San Jorge el tratamiento llevado a cabo es fractura hidráulica, la cual requiere importantes volúmenes de fluido y agentes de sostén (o Proppants). La estimulación hidráulica es una técnica que mejora el flujo de hidrocarburos hacia el pozo. Para cuantificar el incremento de producción en los pozos se evalúan las curvas IPR y se analiza la conductividad de estas fracturas. Esto mismo aplica a pozos inyectores, también pueden estimularse para mejorar el flujo de agua hacia el reservorio. Un equipo de expertos en reservorios y producción trabaja en conjunto para el mismo objetivo. 2. Ley de Darcy El proceso de producción de hidrocarburos es dominado por la ecuación de Darcy, la cual nos permite relacionar directamente el caudal de un fluido viscoso a través de un medio poroso y permeable ante un diferencial de presión. La expresión general de la ecuación es: Ec. 1 Esta expresión contempla los radios re y rw. Matemáticamente, se ve que ante la misma caída de presión tendremos mayor caudal siempre que nuestro radio rw sea mayor. Si se ve el flujo desde el reservorio, el movimiento de fluidos será más fácil si la entrada al pozo presenta menos restricciones, es decir con un diámetro de tubería mayor. La ecuación de Darcy se aplica tanto para pozos productores como para pozos inyectores, con los que se bombea agua al reservorio para incrementar la recuperación de petróleo o gas (recuperación secundaria). 5 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés 3. Daño de formación La Ec. 1 plantea una situación ideal, sin obstrucciones alrededor del pozo, con una permeabilidad natural. Sin embargo, desde el momento que se perfora el pozo, es normal que se invada la zona aledaña. Eso significa que fluidos ajenos al reservorio (y a veces solidos) obstruyen la zona cercana al pozo, la cual se dice que es “dañada”. Debido a esto, se necesita mayor diferencial de presión para producir fluidos eficientemente. El daño de formación o skin (S) es un valor adimensional, que se estima generalmente con ensayos de build-up. Un concepto muy útil es el radio aparente del pozo (rw.e-s). A valores negativos de Skin tendremos una mejora en el movimiento de fluidos, implica que la zona cercana al pozo fue estimulada y que el radio del pozo aparenta ser más grande. En cambio, un Skin positivo traerá efectos negativos sobre la producción e implica tener un radio menor. 4. Inflow Reservoir Performance (IPR) Las curvas IPR son utilizadas para medir la capacidad del reservorio en entregar fluidos al pozo. Surge de la ecuación de Darcy, nuevamente reacomodada. Describen cómo cambia el caudal de producción variando la presión de fondo de pozo (o bottom-hole pressure – BHP). La IPR se evalúa de diferentes formas dependiendo de las condiciones de borde y el tipo de flujo: estacionario, semi-estacionario y transitorio. La curva VLP (vertical lift performance) también indica cómo varían caudal y presión de fondo, pero está sujeta a las condiciones del pozo y de producción. Ambas curvas se comparan y se busca el punto óptimo de operación para producir petróleo o gas. 6 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés 5. Leak off Las formaciones de las que se van a producir hidrocarburos son permeables, por lo tanto es probable que existe pérdida de fluidos desde el pozo y la fractura. Lógicamente, la pérdida o leak off será menor en formaciones menos permeables. Hay una forma de evaluarlo, con el coeficiente de pérdida (o leak off coefficient), el cual está vinculado con la permeabilidad, la diferencia de presiones. Para calcular el volumen de pérdida del fluido consideramos también el área de fractura y tiempo desde que fue creada. Es importante analizar este fenómeno ya que dependiendo de las condiciones que existen, el diseño debe adecuarse. Por ejemplo, en el caso de formaciones permeables se bombea un colchón o PAD (primera etapa de fractura) sin agentes de sostén, para que el primer volumen de fluido perdido no afecte la calidad de la fractura. Varios factores afectan la pérdida de fluido: compresibilidad de la formación, permeabilidad, porosidad, viscosidad del fluido y presiones. 6. Presiones Para entender lo que pasa en el reservorio, en las fracturas y el pozo, y saber cómo interactúan es necesario conocer las presiones que existen en el medio. Así se podrá controlar las operaciones y lograr el objetivo: estimular la formación para maximizar la producción. La presión que hace abrir la fractura es una forma de energía que generamos en la formación. Presión de superficie o Well head pressure. Es la presión necesaria en superficie para bombear fluidos al pozo. Si se realiza por tubing, es la presión de tubing. Presión hidrostática. Es la correspondiente a la columna de fluidos en el pozo, y está dada por la densidad del fluido y la profundidad. Se mide en la vertical. Presión de fricción. Se da por la resistencia del fluido a viajar por el tubing. 7 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés Presión de fondo o Bottom Hole Pressure (BHP). Es la presión en el fondo de pozo, antes de la entrada a los punzados. Se calcula normalmente en el centro del intervalo de punzados. Si no se obtiene con medidores en el pozo, se calcula. STP = Presión de superficie HH = Presión hidrostática Delta P = Delta de presión de fricción Presión fricción por punzados. Es la caída de presión que sufre el fluido al pasar por los canales angostos de la formación. Presión por fricción cerca del pozo (Near wellbore pressure, NWB). Es la suma de presiones perdidas causada por el flujo a través de punzados y por efectos de tortuosidad (más adelante se explica el fenómeno). Presión de cierre. Es la presión con la cual la fractura se cierra, es decir que por debajo de la misma ya no permanece totalmente abierta. Es un dato muy importante para el diseño de la misma y elección de Proppants. Se determina generalmente de ensayos minifrac. Presión de extensión. Es la presión que necesita el fluido dentro de la fractura para propagarla. En formaciones “duras” suele ser similar a presión de cierre, pero en formaciones “blandas” debe superar considerablemente a la presión de cierre por la energía perdida (efectos de deformación plástica). Presión Neta. Es la diferencia entre la presión de fractura y la de cierre. Es una medida de la energía aplicada en la formación. Es un valor muy importante en el estudio de las fracturas. Presión instantánea de cierre (Instantaneous shut-in pressure, ISIP). Es la presión que se registra en superficie o fondo de pozo al momento de parar las bombas, justo cuando la presión comenzará a declinar. 7. Fractura hidráulica 8 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés Definición La fractura hidráulica es una técnica utilizada en la industria del petróleo y gas para crear canales de alta conductividad que permitan un mejor flujo de hidrocarburos hacia el pozo. Se inyectan a la formación de interés grandes volúmenes de fluido a altas presiones, con el objetivo de inducir fracturas. El fluido bombeado transporta una determinada concentración de agentes de sostén o Proppants, que van a permitir que la fractura quede “abierta” luego de parar las bombas. Puede realizarse en pozos de cualquier inclinación (verticales o desviados). Tendrá un diseño acorde a las condiciones del reservorio: tipo de roca, esfuerzos de subsuelo, condiciones geológicas, permeabilidades, límites, espesores, etcétera. Componentes del fluido El fluido de fractura requiere especial atención y diseño ya que será el que transporte los agentes de sostén hacia el pozo, atravesando el medio poroso. Debe tener suficiente viscosidad, ser compatible con las propiedades naturales de la formación y generar la menor fricción posible en el pozo. Los fluidos de fractura pueden ser base-agua o base-aceite, y están compuestos por una variedad de aditivos químicos. Los agentes de sostén forman parte del fluido pero van variando en su concentración, incluso al principio se bombea un “colchón” sin sólidos. Algunos aditivos utilizados son: polímeros, inhibidores de fricción, crosslinkers, surfactantes, bactericidas. 9 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés Aplicaciones de la estimulación hidráulica Básicamente la estimulación hidráulica se utiliza para incrementar la producción de petróleo y gas. La fractura debe diseñarse de modo que la conductividad de la misma sea mayor que la de la formación, de esa forma permitir que los fluidos se desplacen a la fractura. Las principales aplicaciones son: • Reducir impacto del Skin (by-passear el daño). Es normal que al momento de perforar el pozo se dañe la zona cercana al pozo, aunque también puede suceder por causas naturales. Con tratamientos de relativamente bajo costo podemos reducir el impacto negativo del skin y que el pozo vuelva a su condición “natural”. • Mejorar el índice de productividad del pozo. Con un mejor tratamiento, es posible elevar el índice de productividad y tener mayores beneficios. Se crean canales de flujo más conductivos y de esa manera la recuperación de hidrocarburos se incrementa. Se aumenta el área de flujo (visto en la ecuación de Darcy, se dice que el IP mejora). • “Administrar” el yacimiento (Reservoir management). Mediante las fracturas se puede, de alguna manera, regular el flujo de fluidos. Así, se controla el volumen de producción deseado y dependiendo de las condiciones del momento, se avanza o no con el tratamiento. Tipos de fractura hidráulica Fractura de baja permeabilidad En reservorios de baja permeabilidad suele haber poca pérdida de fluidos. El volumen bombeado desde superficie tiene suficiente energía para fracturar la roca y mantenerse en el lugar, con sólidos suspendidos, sin filtrar. Una vez que las bombas se paran, el tiempo de cierre de fractura debido a los esfuerzos locales se considera “mayor”. Las fracturas tienden a ser largas y angostas (pequeño w y mayor xf). En general no son necesarias grandes concentraciones de agentes de sostén. En este caso el contacto con el reservorio debe ser el máximo posible para que sea productivo. La limitación a que haya mejorado la producción no es la conductividad de la fractura, sino el tiempo en que la formación entrega fluidos a la misma. 10 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés Fractura de alta permeabilidad En formaciones de alta permeabilidad sucede lo opuesto. La roca tiene altos valores de permeabilidad y la dispersión y filtrado de fluidos es mayor. Si se bombea determinado volumen de fluido, éste se perderá hacia la formación. Incluir agentes de sostén al principio sería ineficiente ya que el mismo podría desplazarse más allá de lo deseado y provocar daño. Por esto mismo, suele bombearse un volumen de fluido sin sólidos para que el mismo sufra de dispersión. Luego, aumentando concentraciones se buscará obtener una fractura corta y ancha: la necesaria para lograr mayor conductividad que la formación. La conductividad de la formación se define como: Cf = w * kf Donde w es igual al ancho promedio de fractura apuntalada (no la alcanzada) y kf es la permeabilidad del pack de fractura. Una técnica utilizada para mejorar la calidad de la estimulación en estos reservorios es la TSO (Tip Screen Out). Para estos tratamientos los volúmenes de los PAD son mayores y generalmente también se incrementa la cantidad de agentes de sostén. Para que la integridad de la fractura no se vea afectada y no haya gran producción de sólidos, se pueden utilizar arenas resinadas como agentes de sostén, que permiten un mejor asentamiento de los granos dentro de la fractura. Tip Screen Out (TSO) Es una técnica que se utiliza para aumentar de manera considerable el ancho de la fractura, sin agrandar necesariamente el largo de la misma. Lo que se hace es bombear agentes de sostén antes de tiempo. Como la permeabilidad es muy alta y por lo tanto, la pérdida de fluido también, la fractura se deshidrata. Si el diseño está bien hecho, los agentes de sostén se acumulan en la punta de la misma (fracture tip). La presión neta se debe mantener para propagar la fractura, pero en realidad se reduce a causa de la fricción del fluido. Más fluido se bombea para seguir aumentando el tamaño de la fractura: parte se pierde pero lo principal hace que la fractura se ensanche. Para esto último, se necesita que la formación sea de bajo módulo de Young. 11 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés Geometría La fractura tiene un ancho promedio w (width), una altura h (height) y el largo (media ala) xf (length). Se dice que el ancho es promedio porque a medida que crece hacia el reservorio se hace más angosta. Se considera el espesor apuntalado, no aquel al que el fluido llegó a fracturar. Puede variar dependiendo de los esfuerzos en la región, pero las dos alas de fractura tienden a estar paralelas, es decir están separadas por un ángulo de 180°. En líneas generales, en formaciones de alta permeabilidad las fracturan tienden a ser más anchas y cortas, en cambio cuando el reservorio es de baja permeabilidad, son largas y angostas. Las dimensiones de la fractura y su dirección están relacionadas a las propiedades mecánicas de la formación: esfuerzos, deformación, módulo de Young, Módulo de Poisson. Estas propiedades pueden estimarse indirectamente con los perfiles de pozo. Esfuerzos locales y propagación Los esfuerzos en el subsuelo conviven en un régimen tridimensional, entre ellos perpendiculares. Se los define como: V. o Sv Esfuerzo vertical o de sobrecarga. 12 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés H, min Esfuerzo horizontal mínimo. H, máx. Esfuerzo horizontal máximo. Como ley general, las facturas se propagan hacia donde haya la dirección que tenga menos carga aplicada, es decir que van a evitar grandes esfuerzos. Las fracturas se propagan en la dirección perpendicular del esfuerzo mínimo. A menos que la zona esté sobrepresurizada, el caso más normal es que el esfuerzo mínimo sea horizontal. La fractura entonces tendrá crecerá en esa dirección. Sin embargo, pueden encontrarse casos donde el menor esfuerzo sea el vertical, o que esfuerzos verticales y horizontales sean similares de modo que es difícil predecir la dirección de la fractura. Tortuosidad Cuando se generan fracturas hidráulicas, suele pasar que las mismas crecen alejadas entre ellas, es decir no se unen en sus ramas. Pero en muchas ocasiones, regímenes complejos de esfuerzos hacen que las mismas tiendan a unirse en los extremos, generando fracturas de mayor espesor. Es decir, se crean primero una gran cantidad de canales angostos para que circule el fluido pero luego una menor cantidad de fracturas se ensancha. Esto produce un fenómeno llamado tortuosidad, y justamente hace que el paso del fluido a través de la formación sea tortuoso. Este efecto tiene efecto negativo ya que puede ocasionar una considerable caída de presión alrededor del pozo y prematuros screenouts (producción de sólidos). Pero, por otro lado, puede provocar que la BHP sea alta, y se cree que es porque la presión neta aumenta, y que la fractura se está propagando con más energía. Se procede a diseñar una fractura de mayor volumen y mayor concentración de Proppants, de manera errónea. Rocas de alto módulo de Young y suelen ser más propensas a la tortuosidad. Pozos desviados también suelen ser más propensos. Lo ideal es tratar de diseñar los punzados desde el principio con el objetivo de disminuir los efectos de tortuosidad. 8. FCD: Conductividad de fractura adimensional 13 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés La conductividad de fractura adimensional es una medida que nos índica qué tan conductiva es la fractura hecha respecto de la conductividad de la formación. La conductividad de la fractura o Fc está relacionada a la calidad de la fractura en sí, su ancho, presión de cierre, tipos de agentes de sostén y condiciones de producción. Mientras que la segunda es la capacidad de la formación permeable de entregar fluido a dicha fractura, considerando el largo de la misma (media ala). A continuación se presenta la ecuación de la representa. kp = Permeabilidad del pack de fractura w = ancho promedio de fractura xf = largo de fractura (media ala) k = permeabilidad de la formación Aunque la expresión es relativamente sencilla, presenta dos “complicaciones”. Por un lado, la permeabilidad del pack normalmente es difícil de calcularse, debido a que es afectado por la presión de cierre, la producción de finos, posible flujo no-Darcy o posible flujo multifásico. Por otro lado, el ancho w se estima con simuladores de fractura, y depende de dos valores muchas veces desconocidos o inexactos (módulo de Young y presión de cierre). El FCD se evalúa tanto en formaciones permeables como no permeables. Ambos tendrán rangos de valores muy alejados por las diferentes características petrofísicas y dimensiones que existen en cada tratamiento. Es por eso que los objetivos serán diferentes. En formaciones de baja permeabilidad, es mucho más difícil que haya flujo hacia las fracturas por su propia característica natural, por eso el objetivo es contactar más reservorio mediante fracturas largas. No se requiere de fracturas anchas y altamente conductivas. Por otro lado, en formaciones muy permeables, el gran desafío es lograr una fractura que sea mucho más conductiva que la formación. Se desea que el FCD sea cómo mínimo 1. Luego, se podría decir que maximizarlo tendría aumentos considerables en la producción de fluidos. Pero no se trata solamente de lograr un valor alto, sino que sea óptimo. Conseguir un valor óptimo de FCD implica que sea económicamente viable. Puede pasar que, aunque se inviertan recursos y esfuerzos para mejorar la conductividad de la fractura, el incremento en la producción sea imperceptible. En otras palabras, el FCD será productivo si lo incrementamos hasta cierto punto. El trabajo del ingeniero es, entonces, analizar diferentes escenarios, contemplar las limitaciones del reservorio y del pozo. No se debe olvidar que un parámetro no puede modificarse en la expresión: la permeabilidad natural de la roca. Optimización del FCD y consideraciones para el diseño 14 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés La forma que existe de cambiar los valores de FCD implica modificar los parámetros de la ecuación anterior: ancho promedio de la fractura, largo y permeabilidad del pack. Varias cosas influyen positivamente en el diseño del tratamiento: ▪ ▪ ▪ ▪ ▪ ▪ Aumento del volumen estimulado y concentración de agentes de sostén. Mejorar la calidad de los agentes de sostén (tamaño promedio, resistencia, redondez, material). Elegir un valor máximo adecuado de caudal, adecuándose a las limitaciones del pozo (tubulares, boca de pozo) Diseñar un buen modelo de fractura 3D con ayuda de simuladores, teniendo datos de calidad para obtener datos más precisos. Contemplar todos los costos del tratamiento y predecir los posibles incrementos en la producción. Si el pozo a tratar es nuevo, debe hacerse un correcto tratamiento de punzados, ya que a partir de éstos se propagan las fracturas, y lo ideal es que tengan la orientación y tamaño óptimos. Si los punzados están previamente hechos, el ingeniero debe adaptarse a las condiciones establecidas. Punzados Es posible que deban realizarse tratamientos de fractura en pozos que se encuentran previamente punzados. Sin embargo, lo ideal es diseñar la fractura desde el comienzo, y pensar en las características que deseamos tengan los mismos. Es decir, ángulo en que se realiza el cañoneo, espesores punzados, cantidad, espaciamiento. Lo que interesa en todo esto es que, en general, la fractura se propaga a partir de un punto débil encontrado en los mismos punzados. Figura A Figura B Figura C Figura D Comentario: Es más eficiente y fácil de controlar aquella factura que se propaga desde el centro del espesor útil, en un intervalo corto, como se ve en la figura B. De otra forma, con intervalos mayores, las fracturas se pueden propagar hacia zonas no productivas o incluso superponer los efectos (figura A). No hay que olvidar que inducir una fractura requiere grandes volúmenes de líquido, agentes de sostén y energía en superficie para aumentar la presión. 15 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés 9. Diseño unificado de fractura y Número de Proppants El Número de Proppans Adimensional (Np) se calcula de la siguiente manera: Para cada valor de Np existe un valor de FCD que maximiza el aumento de la producción. En la siguiente imagen se puede ver la gráfica de NP vs FCD. Para formaciones muy permeables e intermedias, para valores de Np menores a 0,1 el valor de FCD es 1,6, prácticamente constante. Esto da una buena herramienta para el diseño: buscar ese valor garantiza que el incremento de producción sea bueno. Y para formaciones poco permeables se debe probar con diferentes concentraciones de Proppants (diferentes condiciones). Quien diseñe la fractura debe considerar que existe una relación óptima también entre ancho w y largo de fractura xf. 10. Agentes de sostén Se encuentran en bibliografías también como Proppants, arenas o apuntalantes. Son pequeños sólidos que, en diferentes concentraciones, se transportan en el fluido hacia la fractura. Una vez creada, las bombas se paran y parte del fluido retorna a superficie. El objetivo de las arenas es mantener la fractura abierta una vez que las tensiones locales actúan sobre la misma. Como ya se dijo, es altamente importante tener en consideración la calidad de agentes de sostén que se van a utilizar, ya que esto va a alterar la permeabilidad de los granos, y como consecuencia, la 16 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés conductividad de la fractura y la productividad del pozo. Son normales los efectos de crushing (aplastamiento de arenas en la misma fractura y producción de finos), enbedment (se “empotran” en la formación) o flowback de sólidos (retornan a superficie) Se bombean grandes volúmenes de arenas al pozo. El costo de los mismos suele ser uno de los más caros del tratamiento, por lo que no es simplemente utilizar el mejor, sino hacer el análisis técnicoeconómico. Hay varias características de los mismos que afectan la permeabilidad de la fractura. Material Pueden ser de 3 tipos: Arenas naturales. Son arenas seleccionadas, normalmente hay más disponibilidad y los costos son bajos. La desventaja es que suelen ser irregulares en su forma. Tienen menor resistencia a la compresión. Arenas artificiales o cerámicas. Aportan mejor calidad a la fractura, son más resistentes y mejoran la permeabilidad de la fractura. Son más costosas que las anteriores, por eso menos utilizadas. Por último, las arenas modificadas, que están recubiertas por una capa de resina, la cual tiene algo de flexibilidad. Son frecuentemente utilizadas en las últimas etapas del tratamiento, ya que se adhieren mejor y tienen mejor resistente al arrastre y a la compresión. También son muy costosas. Distribución del tamaño de los granos. Lo ideal es que el tamaño sea uniforme para que el empaque tenga mayor porosidad y permeabilidad. Los granos pequeños taparían los espacios libres impidiendo el paso de fluidos. Esfericidad y redondez. Hay muchos estudios hechos que aseguran que la redondez de los granos garantiza mejor conductividad en la fractura. Las arenas artificiales son las que garantizan esto, pero como se dijo, son más costosas. Básicamente, las arenas con geometría irregular tienden a “acomodarse”, compactarse con la presión y llenar los espacios vacíos entre ellas. 17 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés Calidad del fluido El fluido que transporta los agentes de sostén debe ser compatible con las características físicas de la formación, las propiedades de los fluidos de formación, presiones de fractura, presencia de anormalidades, presencia de bacterias. Se usan gelificantes para que sea más viscoso. Esfuerzo de cierre El agente de sostén es bombeado justamente para que mantenga la fractura abierta y soporte los esfuerzos de la formación. Teniendo datos de Presión de cierre, el agente de sostén debe adecuarse a eso. Si no es buena la resistencia, se pueden romper las arenas y disminuir la calidad de la fractura. 18 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés 4 Procedimiento Para lograr los objetivos propuestos se evalúan datos de tres pozos: dos gasíferos del yacimiento “Chulengo” y un petrolero del yacimiento “Jorge”. Estos pozos ya se encuentran en producción y tienen solo algunos meses de antigüedad. Se obtienen datos de los siguientes documentos: A) Reportes de fractura de las compañías de servicios Halliburton, Latitud 45 y Baker Hugues. Dan todo el detalle de la operación hecha. Presenta variaciones de presiones, cantidad de fluido utilizado, tipo de fluido, cantidad de agentes de sostén y, de gran importancia, las dimensiones de la fractura. Un gráfico de colores indica la conductividad de la misma. Estos datos son arrojados por el simulador que utiliza la compañía de servicios. A continuación, un ejemplo. Figura x. De los reportes de fractura se obtienen los siguientes datos: Largo de fractura xf Ancho promedio de fractura w Altura de fractura H Permeabilidad de fractura kf Dimensionless Frac Conductivity FCD Gradiente de fractura GF Volumen de arena utilizado (sks) Presión hidrostática Ph Figura 1 19 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés B) Fracplan (consensuado). Este documento indica el plan de fractura establecido para cada etapa. Para realizarlo, se consideran el espesor de los punzados, cantidad y calidad de agentes de sostén y el “criterio de arenas” considerado (cantidad de bolsas de arena por unidad de longitud). Es importante verificar si el plan llevado a cabo realmente coincide con el propuesto. C) Planillas con Datos de pozos. Se obtienen datos de interés como el espesor de cada capa productiva y la ubicación geográfica de los pozos. Espesor de capa h Distancia al pozo más cercano d D) Tablas técnicas de arenas. Contienen datos de los fabricantes de los agentes de sostén, e indican sus propiedades físicas (densidad, gravedad específica, esfericidad, entre otros), y su performance con diferentes esfuerzos aplicados (resistencia, permeabilidad y conductividad). Se utilizan los siguientes valores: Gravedad específica GF Densidad Bulk 𝜹𝒃 Permeabilidad a diferentes esfuerzos. En el FracPlan se considera qué arena usar, la malla y qué porcentaje teniendo en cuenta sus propiedades físicas. En caso de ser necesario, debería evaluarse y modificarse. Los agentes de sostén utilizados son los detallados a continuación. Cerámicos (sinterizados). Marca WANLI. Resinados. Marca Super LC Naturales. Marca Unifrac. El porcentaje de cada una de las arenas usadas se elige de acuerdo a su resistencia al confinamiento, performance en la fractura, espesor que se desea lograr. Como ya se dijo, algunas son especiales para prevenir screen out, embedment y crushing. E) Perfiles. Tienen información acerca de las propiedades físicas de la formación, a diferentes profundidades. El dato que interesa es la permeabilidad, kr, expresada en milidarcies. Se eligen los intervalos de la fractura (a las profundidades correspondientes) y se realiza un promedio. Las columnas usadas son las llamadas “T2KC” y “EDMPERM”. Las permeabilidades de las capas en los 3 pozos se consideran de baja a media permeabilidad, en los siguientes rangos: Pozo PCHU-1012: 0.3 – 1.8 mD Pozo PCHU-1013: 0.2 – 0.7 mD Pozo PJ-852: 0.3 – 0.7 mD 20 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés Cálculos de Np y FCD En primer lugar, se calcula el Factor de Conductividad Adimensional mediante la siguiente expresión. 𝐹𝐶𝐷 = 𝑤 𝑘𝑓 𝑥𝑓 𝑘 Los valores de 𝑤 y 𝑥𝑓 son puntualmente tomados del reporte de fractura. La permeabilidad de la formación 𝑘 se obtiene de los perfiles y la permeabilidad de fractura 𝑘𝑓 debe calcularse. Para hacerlo, se utiliza la ficha técnica de las arenas y se calcula permeabilidad de acuerdo a la presión de cierre efectiva (PCE). A continuación, las expresiones para calcular la PCE y las tablas de las arenas usadas. Se utilizan los valores de las tablas y se grafican las líneas de tendencia para estimar la permeabilidad a cierta PCE (ejemplo Figura 2 y Figura 3). 𝑃𝑓𝑟𝑎𝑐 = 𝐺𝐹 ∗ 𝑃𝑟𝑜𝑓 Pfrac = Presión de fractura Prof = Profundidad media de los punzados GF = Gradiente de fractura 𝑃𝑐𝑖𝑒𝑟𝑟𝑒 = 𝑃𝑓𝑟𝑎𝑐 − 𝑃𝑛𝑒𝑡 𝑃𝑑 = 𝑃𝑟 ∗ 𝐹𝑑𝑟𝑎𝑤𝑑𝑜𝑤𝑛 Pd = Presión de fluencia Fdrawdown = Factor Drawdown (0.5 para Gas y 0.8 para Petróleo) 𝑃𝐶𝐸 = 𝑃𝑐𝑖𝑒𝑟𝑟𝑒 − 𝑃𝑑 Unifrac 20/40 1000 100 3 - 2E-05x2 + 0.0893x + 132.8 y = 1E-09x 10 0 Figura 3 21 5000 10000 15000 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés Para conocer la permeabilidad final, se utiliza el porcentaje de cada arena usada. Ejemplo: 35% de Agentes Cerámicos 30/50 + 35% de Agentes Cerámicos 20/40 + 30% de Agentes Resinados 20/40. Entonces la permeabilidad estimada es: 𝑘𝑓 = 0.35 𝑘𝑤𝑎𝑛𝑙𝑖30/50 + 0.35 𝑘𝑤𝑎𝑛𝑙𝑖20/40 + 0.30 𝑘𝑠𝑢𝑝𝑒𝑟𝐿𝐶20/40 El número obtenido será afectado por un factor de daño que se estima en 80%. Es decir que será multiplicado por 0.2. El daño en la permeabilidad de la fractura es debido a los efectos NoDarcy y flujos multifásicos. Los agentes de sostén se ven afectados por los esfuerzos de la formación, más allá de ser correctamente elegidos. El volumen de reservorio se calcula con el radio de drenaje y espesor de la capa productora. El radio de drenaje rd se estima como la distancia al pozo más cercano dividida por dos. 𝑉𝑟 = 𝜋𝑟𝑑 2 h 𝑉𝑝𝑟𝑜𝑝 = 𝑚h 𝛿𝑏 𝐻 El cálculo del Número de Proppants se realizará con la siguiente expresión. 𝑁𝑝 = 2 𝑘𝑓 𝑉𝑝𝑟𝑜𝑝 𝑘 𝑉𝑟𝑒𝑠 Utilizando la gráfica siguiente, se busca la línea del Np obtenido, y eligiendo el valor de Jd máximo de esa curva se obtiene el FCD óptimo (en otras palabras, el FCD que maximiza el índice de productividad). Como ejemplo, para un Np igual a 1, el FCD da 2.4. Figura 4 22 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés A la par, se realizan los cálculos des FCD real con los datos a disposición, para poder comparar cuánto da respecto del ideal y con el valor que reporta la empresa de servicios (en caso de que lo de). Haciendo esta comparación se puede identificar si los planes de fractura son correctos o si es necesario pensar en modificaciones. 23 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés 5 Resultados Se presentan los resultados obtenidos en las siguientes gráficas. Hay 3 valores de FCD: Calculado: Es el valor logrado usando w y xf del reporte; kf con las arenas usadas y kr del perfil (promedio). Óptimo: Es el valor obtenido de la gráfica de la Figura 4, con el Np calculado de buscó un FCD que logre un máximo Índice de Productividad Adimensional Jd. Reportado (por empresas de servicios Baker Hugues, Halliburton o Latitud): son los valores que detallan las empresas en los reportes de fractura. Pozo Jorge PJ-852 – Operación a cargo de Baker Hugues Figura 5 En la gráfica se observa que no hay gran variación entre los valores de FCD calculados y los que presentó Baker Hugues. Sucede que algunos puntos se alejan un poco de los valores óptimos: el mayor ancho de fractura conduce a FCD más grandes. En los casos en que el FCD real está por debajo del óptimo lo que se puede hacer es aumentar la concentración de agentes de sostén, para lograr mayor espesor (casos Etapas 1 y 2, con poco espesor y mucha longitud). Los datos de permeabilidad de fractura que estimamos con los porcentajes de arenas usados y sus características a diferentes esfuerzos difieren del que presentan las empresas en el reporte. Ambos valores están afectados por un factor de daño: en el caso “arenas” es del 80% y el valor del reporte es menor, aproximadamente del 40%. Se nota que las permeabilidades según reporte son al menos el triple de las calculadas con ficha técnica de arenas. 24 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés Figura 6 Pozo PCHU-1012 - Operación a cargo de Halliburton Figura 7 En este pozo los valores de FCD reportados no tienen correlación con los calculados o con los óptimos. Hay buena conductividad en las tres primeras fracturas, pero las últimas dos tienen FCD bajos. Se suman efectos de espesor pequeños y mucha longitud. Uno de los datos, en la etapa 5, se supone erróneo (quizás problema en la carga de datos). El factor de conductividad daba muy alto. No se considera graficarlo por ese motivo. Las permeabilidades del reporte nuevamente son mayores a las estimadas con ficha técnicas de arenas, pero no hay relación entre ellas. En este caso sería recomendable chequear con la empresa el criterio que utilizan o cómo cargan los datos al simulador. 25 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés Pozo PCHU-1013 - Operación a cargo de Latitud 45 Figura 8 En las primeras 3 etapas hay buena correlación entre FCD óptimos, calculados y los propuestos por Latitud. Se observó que hay desviación importante en la ETAPA 4. Se bombeó mayor volumen de fluido con agentes de sostén (por el espesor de la capa pudo haber sido menor). Se logró una fractura sobredimensionada. El valor de Latitud es visiblemente mayor. A continuación, tabla de permeabilidades calculadas con arenas vs. Las reportadas. En la última etapa parece no haber cambio en la permeabilidad reportada por la empresa de servicios a pesar de cambiar la granulometría de las arenas. Hay posible error en la carga de datos en la simulación. Figura 9 26 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés Si se toman los valores obtenidos de Np vs FCD obtenemos la siguiente gráfica. Hay una tendencia general a que sean parecidos o al menos del mismo orden. Solo en pocos casos se alejan mucho del óptimo. Si comparamos con la Figura X también se puede ver cierta correlación. Factor de conudctividad adimensional FCD 100.0 Reales calculados Óptimos 10.0 1.0 0.0 0.1 1.0 10.0 100.0 0.1 Proppant Number Np Es conveniente aclarar que, haciendo los cálculos, se verifica que la permeabilidad de formación es un dato muy importante. Los valores finales se ven afectados directamente por la misma. Se tiene que chequear que el dato sea certero. Por otro lado, la presión de reservorio que se usa para los cálculos es la presión hidrostática. Si bien se sabe que no es la correcta ya que la propia del reservorio puede ser mayor o menor, ese error no perjudica al cambio final. Por ejemplo, si la presión hidrostática es de 3750 psi, calculando el FCD no varía o lo hace muy poco si tomamos una presión un 20% mayor o un 20% menor. Esto sucede ya que solo la utilizamos para calcular la presión de cierre efectiva PCE y con eso, la permeabilidad de fractura. Por último, se aclara también que muchas veces hay dos o tres fracturas hechas en la misma etapa. Se toman de referencia los valores de la más extensa y conductiva. 27 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés 6 Conclusiones ▪ En líneas generales, el FCD Calculado está en el mismo orden que el óptimo. Hay casos puntuales en que es más bajo del ideal: eso sucede por ser las fracturas más largas y angostas. La permeabilidad también varía dependiendo de las arenas usadas, pero ese número cambia menos que la geometría. Otros casos que es un poco más alto: en esas situaciones se recomienda no alterar el diseño ya que no es tanta la “sobredimensión”. ▪ El factor de daño que consideran las empresas de servicios al calcular permeabilidad de la fractura es menor al recomendado por PAE (80%). Es al menos la mitad o un tercio. Es decir, proponen permeabilidades mayores. Aun así, los FCD de las empresas muchas veces son parecidos a los calculados u óptimos. Se debe corroborar también qué valores estiman para la permeabilidad de formación. ▪ Se debe corroborar la correcta carga de datos a los simuladores. Por un lado, algunas permeabilidades de los reportes no son sensibles al cambio de arenas usadas (indican misma permeabilidad para diferentes cantidades de arenas). Revisar si se cargan los diferentes materiales al simulador. Por otro, algunos valores pueden estar con error (ya que son extremadamente altos, como por ejemplo un factor de conductividad mayor a 2500. Esto conduce a datos poco confiables. 28 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés 7 Anexo 29 Estimulación hidráulica: Optimización de FCD Alumna: Camila Barbeito Tutor: Martin Elías Andrés 8 Fuentes Reservoir Stimulation - Michael J. Economides, Kenneth G. Nolte Hydraulic Fracturing Manual – BJ services Company Unified Fracture Design - Michael J. Economides, Ronald Oligney, Peter Valkó Material de pozos brindado por Pan American Energy 30
