Escrito por 3:05 pm Artículos de Opinión

Fracturamiento Hidráulico

Introducción

El proceso de fracturamiento hidráulico  consiste en aplicar presión a una formación, hasta que se produce en esta una falla o fractura. Una vez producida la rotura, se continua aplicando presión para extenderla más allá del punto de falla y crear un canal de flujo de gran tamaño que conecte las fracturas naturales y produzca una gran área de drene de fluido del yacimiento.

El efecto de incremento de drene de fluidos decrece rápidamente con el tiempo. Esto se debe a que la fisura se cierra y el pozo vuelve a sus condiciones casi originales.

Para evitar el cierre de la fractura, se utiliza la técnica de inyectar el fluido de fractura cargado de apuntalante, el cual actúa como sostén de las paredes abiertas de la fractura. Los granos de arena actúan como columnas, evitando el cierre de la fisura, pero permitiendo el paso de los fluidos de la formación.

La fracturación hidráulica en México, se ha dado con mayor frecuencia en la cuenca de Burgos, cuyos pozos de gas producen en formaciones de arenisca de baja permeabilidad; aunque también se ha dado en pozos del paleocanal de Chicontepec y en algunos de la Cuenca de Veracruz, donde predominan las formaciones carbonatadas.

Figura 1. Ilustración general del equipo superficial y las fracturas hidráulicas en el yacimiento.

Proceso de fracturamiento hidráulico

Durante la operación, el bombeo de fluido se realiza de forma secuencial:

  1. Se bombea un pre-colchón de salmuera o gelatina lineal, con el objetivo de obtener parámetros y poder optimizar el diseño propuesto.
  2. Posteriormente se bombea un colchón de gelatina como fluido, el cual produce la fractura y abre la roca lo suficiente como para que pueda ingresar el agente de sostén.
  3. Luego se realiza el bombeo de tratamiento, que es un fluido cargado con arena, el cual apuntala la fractura y la mantiene abierta.

Para controlar la operación, se deben registrar continuamente los valores de presión, gasto, dosificación del apuntalante, dosificación de aditivos, condiciones del fluido fracturante (control de calidad).

El gasto relacionado con la presión resulta en la potencia hidráulica necesaria para el bombeo.

Comportamiento de la roca

La selección del modelo matemático para representar el comportamiento mecánico de la roca es muy importante. Existe una amplia gama de modelos que intentan representar el comportamiento mecánico de la roca.

El modelo más conocido es el lineal elástico, el cual es ampliamente utilizado por su simplicidad (modelo de dos parámetros).  Este modelo se fundamente en los conceptos de esfuerzo (σ) y deformación (ε), los cuales relacionan la Ley de Hooke expresada en la siguiente ecuación:

σ = E * ε

Donde E es el primer parámetro elástico conocido como módulo de elasticidad (Young).

El segundo parámetro es la relación de Poisson (ν), que es un medida de la relación entre la expansión lateral (εl) con la contracción longitudinal o axial (εa) de la roca cuando se somete a compresión.

ν = εl / εa

Cuando se incluyen los efectos de la porosidad y los fluidos contenidos en la roca en el módulo elástico, este se convierte en un modelo poroelástico, el cual es ampliamente utilizado en softwares comerciales para el diseño de fracturamiento hidráulico.

Efecto de la presión de poro en el estado de esfuerzos

La siguiente ecuación ilustra el efecto de la presión de poro (p) en el esfuerzo efectivo de la roca,

σ = σ – α*p

Se conoce que se utilizan valores positivos para α, por lo cual al realizar un análisis de la ecuación, se observa que si la presión de poro aumenta, el esfuerzo efectivo de la roca disminuye.

Dos casos son particularmente interesantes respecto a la variación de la presión de poro:

  • La inyección de fluidos al yacimiento: en este caso, durante el fracturamiento el primer fluido que se inyecta es un filtrante, que ocasiona disminución de la presión efectiva, lo que permite iniciar la fractura más fácilmente.
  • La declinación natural de presión del yacimiento: la disminución de la presión de poro en un yacimiento maduro incrementa el esfuerzo efectivo de la roca, esto quiere decir, es más difícil iniciar una fractura cuando el campo petrolero está en su etapa madura que en su etapa inicial de explotación. 

Estos conceptos son esenciales cuando se selecciona el apuntalante.

Evolución del fracturamiento hidráulico

Con el tiempo, las técnicas, materiales y equipos que se utilizan para el fracturamiento han evolucionado.

Por otra parte, los adelantos en informática han hecho posible resolver con rapidez y eficiencia las complejas operaciones matemáticas del diseño y su optimización in situ, así como su evaluación final.

En la actualidad se dispone de modelos de simulación y softwares, así como técnicas de control y evaluación que hacen posible un diseño más realista y predecible de la operación e incluso mejoran la capacidad de respuesta ante una situación imprevista.

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Referencias bibliográficas

  • PEMEX Exploración y Producción. (s.f.). Guía de diseño para Fracturamientos Hidráulicos.
  • Hydraulic Fraturing G. C. Howard – C.R. Fast. Monograph Volume 2 SPE Henry L. Doherty Series.
  • Allen, T.O.  and Roberts, A.P. Production Operations 2, Well Completions, Workover and Stimulation. Oil and Gas Consultans International, Inc. Fourth Edition, Volume 2 USA 1993.

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Autor: José Ignacio Cruz Reyes

Contacto: jose.cruz@dyscoep.com

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