Estimulación de Pozos - Subsecretaría de Energía, Minería e

Fractura Hidráulica
Preparado por Cecilia Lauri
Dpto. de Estudios
Dirección de Estudios
Subsecretaría de Minería e Hidrocarburos- Yrigoyen 436, Neuquén Capital, Provincia de Neuquén,
www.energianeuquen.gov.ar
Perforación
D.G.I. y E.
Dirección de Estudios
Octubre 2013
Introducción a la Perforación
La perforación es una
construcción de la obra del
pozo con el objetivo de
extraer fluidos del subsuelo.
Se utilizan básicamente un
fluido de perforación (lodo),
cañería de perforación
(sarta) y trépano, para
lograr que el pozo alcance la
zona hidrocarburífera de
interés.
Fuente: Shandong Geological & Mineral Equipment Ldt. Corp.
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Configuración de Pozos según su
geometría
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Entubación y Cementación
• Una vez perforado el primer tramo del pozo,
este se debe entubar y cementar. Luego de
este primera etapa se continua la
perforación con las demás fases que
finalmente son entubadas con cañería de
aislación adecuada (casing) y cementadas.
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Construcción del Pozo
Tuberías de Aislación (Casing): Tuberías de Acero de distintos grados
dependiendo de las condiciones del pozo.
1.
Tubería Conductora de 24 pulgadas de diámetro (60.7cm), mantiene la
primera sección del pozo estable.
2.
Tubería de superficie de 20 pulgadas de diámetro (50.8cm), protege
acuíferos.
3.
Tubería Intermedia de 13-3/8 pulg. (33.97cm). Usado en profundidades
moderadas. Aisla formaciones cargadas con agua salada y otros fluidos.
4.
Tubería Intermedia de 9-5/8 pulg (21.9cm). En ocasiones es necesario
sellar alguna formación muy salada o zona depletada.
5.
Tubería de Producción de 5 ½ pulg (13.97cm). Debe estar en la Zona de
Interés
Para el caso de Reservorios no convencionales, pueden usarse casing de Cromo,
aleaciones, y metales de alta aleación. Además se deben utilizar
conectores que soporten los esfuerzos y toques en pozos horizontales.
(Fuente: Tenaris)
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Cementación de Pozos Fracturados
Las Cañerías deben ser cementadas
hasta superficie.
Sino se cementa hasta superficie puede
ocurrir que formaciones con fluido y
alta presión se contacten y quede la
entre columna sobrepresurizada y esto
con el tiempo puede llegar a afectar a
los acuíferos superiores.
Las zonas de Interés pueden, en
algunos casos, no ser cementadas.
Fuente: Hydraulic Fracturing 101-SPE 152596
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Terminación de Pozos
• Punzados: Luego de
cementar el pozo se
procede a punzar en la
zona de interés. Estos
punzados se realizan con
dispositivos (cañones)
que perforan la tubería,
para conectar la roca
reservorio con el pozo.
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Fuente: Detonación para inducir el flujo de
fluidos
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Utilización de Pozos Multilaterales
Fuente: Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales- Oilfiel Review 2002/2003
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Estimulación de Pozos
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Estimulación de Pozos
• Para mejorar el rendimiento y la eficiencia de
pozos productores de hidrocarburos.
Tipos
• Estimulaciones Ácidas
• Fracturas Ácidas
• Fracturas Hidráulicas
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Estimulaciones Ácidas
• Se utilizan distintos tipos de ácidos
(Clorhídrico – Fluorhídrico), para mejorar la
productividad de un pozo de petróleo o gas, o
para mejorar la inyectividad de pozos
inyectores.
• Tipo de Rocas: Areniscas con bajo % de
carbonatos
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Fracturas ácidas
• Fractura en la cual se inyecta ácido a una
Presión elevada, que genera un canal gravado
de flujo el cual mejora la productividad.
• Tipo de Rocas: Carbonáticas
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Fractura Hidráulica
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Historia del Fracturamiento Hidráulico
La primera fractura hidráulica fue realizada por
Stanolind Oil en el año 1949
Primeras dos Fracturas Hidráulicas realizadas por Halliburton en Stephens County,
Oklahoma, y en Archer County Texas, en el año 1949. Fuente: Hydraulic Fracturing, JPT
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Historia del Fracturamiento
La primera Fractura Hidráulica en
Argentina fue realizada por Halliburton
para YPF en el año 1959/1960.
Pozo YPF.Nq.NG-10
Yacimiento: Puesto López
Formación: Sierras Blancas
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Primera Fractura Hidráulica en la
Argentina
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Octubre 2013
Fracturas Hidráulicas
Se realizan para mejorar la Productividad en
pozos Convencionales y No Convencionales e
incrementar Reservas.
Es decir, aumentar la eficiencia de los pozos
en producción y poner en producción aquellos
reservorios que podrían ser antieconómicos si
no fueran Fracturados Hidráulicamente.
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Octubre 2013
¿Qué es una fractura Hidráulica?
Es una rotura que se genera
en la roca que contiene
hidrocarburos, para que
estos puedan fluir a
través de ella y luego por
el pozo a superficie.
Estas fracturas no son todas
iguales, pueden variar
según presiones,
esfuerzos, tipo de roca y
fluidos que aloja.
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Estimulación Hidráulica de LLLK.x-1
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Ejemplo de Estimulación- FlowbackTratamiento de Agua
Estimulación
Flow back
Tratamiento de Agua
Fuente: FMC Technologies
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Pozo: GYP.Nq.ACOc.x-1
Latitud: 38º 07’ 23.65” S
Longitud: 68º 32’ 42.35”W
Área: AGUADA FEDERAL (Prov. Del Neuquén)
Operador: Gas y Petróleo del Neuquén S.A.
Preparado por Alan Toth
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Pozo: GYP.Nq.ACOc.x-1
Latitud: 38º 07’ 23.65” S
Longitud: 68º 32’ 42.35”W
Área: AGUADA FEDERAL (Prov. Del Neuquén)
Operador: Gas y Petróleo del Neuquén S.A.
Fosa de Quema
Boca de pozo
Preparado por Alan Toth
Acopio Arena Fractura
Tk australiano
Tk de Fractura
Montain Movers
Unidad de hidratación
Cisterna
Blender
Fracturadores
Manifold
Gas Buster
Pileta con Golpeador
Piletas Pulmón
Tratamiento Flowback
Frac Van
Wire Line
Coiled Tubing Unit
Campamento
Combustible p/ fracturadores
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Dirección de Estudios
Grúa
¿Cómo se genera?
ETAPA N°1 (Colchón)
Se bombea Fluido de Fractura a alta presión (5.000-15.000
psi) a través del pozo desde un equipo en superficie. Esta
presión tiene que ser lo suficientemente grande como para
realizar una pequeña rotura en la roca, la cual dará inicio a
la fractura.
ETAPA N°2 (Colchón con Agente de
Sostén)
Se bombea fluido de fractura junto con un Agente de
Sostén. Esta mezcla ingresará a la rotura inicialmente
formada que se extenderá en función de la proporción
agua-agente de sostén, del tipo de roca y de la presión de
inyección.
Cuando se deja de bombear el fluido, el agente de sostén
queda retenido dentro de la fractura generada y evita que
ésta se cierre.
Fuente: Simuladores de
Fractura- YPF
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Fluido de Fractura
El fluido de fractura debe ser compatible con
el reservorio y lo suficientemente viscoso
para crear, propagar la fractura, y transportar
agente de sostén dentro de la fractura.
Una vez que el tratamiento termina, la
viscosidad debe decaer para promover una
rápida y eficiente evacuación del fluido
inyectado.
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Evolución del Fluido de fractura (F.F)
Por seis décadas se ha trabajado para
desarrollar fluidos de fractura más
eficientes y que generen el menor daño a la
formación.
Tipos:
 Base Agua: Slickwater, Lineal o Crosslinkeado,
viscoelástico
 Base Hidrocarburo: Kerosén, Gas oil, Petróleo
 Espumas (gel + N2 o CO2)
 Energizado (gel+ N2 o CO2)
 Metanol
 Ácidos: Gelificados y No Gelificados
Fuente: Open Channel Fracturing –OilField Review
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Geles Crosslinkeados
Los geles lineales no tienen suficiente
viscosidad para transportar a grandes
distancias altas concentraciones de agente de
sostén dentro de la fractura.
Se crosslinkean o reticulan para dar mejores
viscosidades y minimizar la cantidad de
residuo dentro de la fractura.
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Slickwater
En un reservorio No Convencional se busca
que el fluido penetre la mayor cantidad de
fisuras posibles y se deslice con facilidad
dentro del sistema. Por ello se requiere un
fluido de baja viscosidad (agua).
El fluido slickwater es básicamente agua con
reductores de fricción.
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Slickwater vs Crosslinkeado
Mecanismo de distribución del Agente de Sostén
dentro de la fractura
Punzados
A.S
F.F
Puede evitarse
modificando la densidad
del Agente de Sostén (A.S)
F.F
F.F
A.S
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A.S
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Selección del Fluido de Fractura
Slickwater Frac (SWF)
• Es más utilizado en
Reservorios de Shale
Gas/Oil
• El fluido penetra mayor
cantidad de fisuras
naturales.
• Se recicla y genera menor
daño a la formación.
• Tiene menores costos que
el Gel X-link.
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Gelificado y Gel CrossLinkeado
(X-link)
• Tiene alta Eficiencia de
Fractura
• Ubica y distribuye mejor el
Propante
• Produce un daño significativo
• No puede penetrar fracturas
naturales
• Tiene mayor costo
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Red de Fractura
En un reservorio no convencional
se genera una red de fracturas de
tipo compleja. Esto se debe a que
el objetivo es conectar la mayor
cantidad de fracturas naturales y
generar un mayor volumen de
roca estimulada (SRV). El ancho
del SRV dependerá de la
anisotropía entre los estreses
horizontales y de las propiedades
de la matrix.
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Fuente: Operaciones de Refracturamiento
hidráulico
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Agente de Sostén (AS) o Propante
• Debe tener la capacidad de mantener la
fractura abierta, generar un canal conductivo
de fluido y mejorar la permeabilidad.
• Se selecciona en función de las propiedades
del reservorio (presiones, fluidos, etc.)
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Selección del Agente de Sostén
•
•
•
•
•
•
Resistencia a Esfuerzos
Compatible con Fluido de Fractura
Resistencia a la corrosión
Baja Gravedad Específica (SG)
Disponibilidad
Bajo Costo
Fuente: Características del Agente de Sostén utilizado
en Reservorios No convencionales -Petrotecnia
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Tipos de Agentes de Sostén
•
•
•
•
•
Arena (Pc <6000psi)
Arenas Resinadas (Pc <8000psi)
Cerámicos (5000<Pc<10000psi)
Bauxita (Pc>10000psi)
Agente Sostén Liviano (SG<2,65)
Pc= Presión de Cierre: Presión para que la fractura se mantenga abierta en una cantidad igual al
mínimo esfuerzo efectivo de la roca. (Pc~Gf*Profundidad, siendo Gf=gradiente de fractura)
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Control de Propiedades del AS
•
•
•
•
•
•
•
Esfericidad y Redondez (arenas)
Resistencia a la compresión
Granulometría (análisis de tamices)
Solubilidad en ácido
Turbidez
Densidad
Pérdida por ignición (AS resinados)
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Normas API e ISO para Agentes de
Sostén
Las Normas API para el Control de Calidad de
los Agentes de Sostén son:
• API RP 19 C: Propiedades de los Propantes (ISO-13503-2)
• API RP 19 D: Conductividad de Propantes (ISO-13503-5)
Reemplazan a las Normas
API RP-56: Control de Calidad de Agentes de Sostén
API RP-58: Control de Calidad de Arenas para engravado
API RP-60: Control de Calidad de Agentes de Sostén
API RP-61: Conductividad de los Agentes de Sostén
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Granulometría y Nomenclatura
• Granulometrías comunes: 8/12, 12/20,
16/30, 40/70.
Tamaño de tamices (mallas) medida en hilos por pulgada
cuadrada. Cada malla se define con un tamiz más grueso y uno
más fino
Ej: 12/20, grano que pasa por tamiz de 12 hilos (más grueso) y es
retenida por tamiz de 20 hilos (más fino).
• Análisis de tamizados:
< 0,1% debe quedar en el superior
>90% entre nominales (pasa por malla gruesa y retenida por
malla fina)
<1% debe pasar la malla siguiente a la fina
1pulg=2,54 cm
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Tamaño de la Fractura
• El ancho de la fractura esta íntegramente
relacionado con el tamaño grano del Agente
Sostén.
• Será de 2 a 3 veces el diámetro de grano del
tamiz más grande (0,2 a 2 cm de espesor)
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
¿Qué aditivos necesita?
• Además del fluido de
fractura y Agente de
Sostén, se necesitan otras
sustancias que se deben
agregar a la inyección.
• Estas sustancias son
necesarias para que la
fractura sea efectiva y no
produzca un daño a la roca.
D.G.I. y E.
Dirección de Estudios
Octubre 2013
Composición de Fluido de Fractura
Gelificado
Agua (90,6%)
Agente de
Sostén
Aditivos: 0,4% aprox.
(8,95%)
Reductor de Fricción
Gelificantes (0,05% )
(0,08%)
Bactericida (0,001%)
Ácido Clorhídrico (0,11% )
Surfactante (0,08%)
Inhibidor de Incrustaciones
(0,01% )
Inhibidor de Arcillas
(0,05%)
Inhibidor de
Corrosión (0,001% )
Crosslinkeador
(0,009%)
Ruptor (0,009%)
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Dirección de Estudios
Fuente: SPE 121038
Octubre 2013
Composición de Fluido de Fractura
Slickwater
Agente de
Sostén
Agua (95,1%)
Aditivos: 0,25%
(4,8%)
Ácido Clorhídrico (0,1% )
Bactericida (0,001%)
Reductor de Fricción
(0,025%)
Otros Químicos (0,13%)
Inhibidor de Corrosión
(Surfactantes, biocida
alternativo, inhibidor de
incrustaciones)
(0,0005% )
Fuente: SPE 121038
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Octubre 2013
Aditivos y Uso Cotidiano
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Dirección de Estudios
Octubre 2013
¿Qué sucede con los Aditivos?
Los aditivos químicos, como surfactantes y
ácidos, se pierden en la formación. Mientras
que otros emigran a superficie con lentitud.
• Según experiencia internacional, el 0,1% de
los químicos iniciales de la fractura quedarán
retenidos, dependiendo de la actividad
superficial, biodegradación, retención de agua
y la capacidad de los minerales de adsorción.
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
¿Por qué el Shale Retiene algo de agua?
• Los shales (lutitas) tienen baja saturación de
agua por lo que parte del agua quedará
adherida por fuerzas electroestáticas.
• Otra posibilidad puede ser la apertura de
fisuras naturales con la inyección de agua a
alta presión, la cual quedará en el shale por
efectos capilares.
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
¿Qué es el Flowback?
• Flujo de Retorno
Proceso que permite a los fluidos inyectados
durante una estimulación, fluir a superficie
luego de un tratamiento.
Es una limpieza post-fractura, clave para el
rendimiento futuro del pozo y para maximizar
una recuperación efectiva.
D.G.I. y E.
Dirección de Estudios
Octubre2013
Flowback (flujo de Retorno)
Puede representar entre 20 y 40% del fluido
Inyectado.
El fluido de retorno puede contener agua de:
 Flujo multifásico (agua de formación)
 Formaciones adyacentes que puedan haber
sido contactadas con la fractura y que estén
cargadas con agua.
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Flujo de Retorno y Agua de Fractura
• Las empresas Operadoras deben presentar Autorización del
uso del agua y de vertidos de efluentes.
Agua de Retorno: Debe ser tratada y acondicionada en su
totalidad para Reutilización o Disposición Final.
Fuente: Decreto 1483/12 “Procedimientos Reservorios No Convencionales”-Provincia
de Neuquén
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Alternativas de agua tratada de Flow
back
1- Reuso industrial
2- Reuso en Riego asociado a un proyecto
productivo o de recomposición ambiental del
área intervenida
3- Inyección a Pozo Sumidero
Fuente: Decreto 1483/12 “Procedimientos Reservorios No Convencionales”-Provincia
de Neuquén
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Dirección de Estudios
Octubre 2013
Monitoreo y Control de las
Fracturas Hidráulicas
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Microsismica
Es una herramienta importante utilizada para:
• Entendimiento de los procesos de subsuelo
• Mapeo de fracturas hidráulicas, para determinar
el área estimulada
• Supervisión del reservorio
• Mostrar la distribución y la magnitud de actividad
sísmica asociada con el plano de deslizamiento,
así como el deslizamiento de las fracturas
naturales incipientes.
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Mapeo Sísmico de Fracturas
• Se utilizan sensores de tres componentes. Se colocan entre
5 y 12 geófonos o acelerómetros en un pozo de observación
vecino para detectar los eventos microsísmicos.
500 m aprox.
Fuente: Operaciones de refracturamiento hidráulico
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Utilización de Microsísmica para el
monitoreo de fracturas
Fuente: Hydraulic Fracturing 101-SPE 152596
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Mapeo Sísmico desde superficie
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Octubre 2013
Liberación de Energía
• La energía liberada por una fractura es similar a un
sismo natural, pero varía en
Magnitud y Frecuencia
Sismo Natural: Imperceptible para el humano es del orden de 22.9 en la escala de Richter y ocurren alrededor de 1000 por
día
Sismo de Fractura: Es del orden de -3 a -1, estos son registro
Micro acústicos, no perceptibles por el humano. Son 10.000
veces más pequeño que un sismo natural y sólo pueden ser
detectados por Sismógrafos Especiales.
Basado en documentos de U.S. Geological Survey
D.G.I. y E.
Dirección de Estudios
Octubre 2013
Liberación de Energía
Sismo de
Grado 3
Imperceptible
por el humano
Reservorios
Shale de U.S
Fuente: “The Facts About Hydraulic Fracturing and Seismic Activity”
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Fracturas Hidráulicas en Shales (lutitas)
Fuente: Integrates Production And Reservoir Engineering for shale Gas Reservoirs
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Distancia de Acuíferos y Roca
Productora
300m
25003000m
Fm. Vaca Muerta en Zona de Loma La Lata está a una profundidad entre 2500-3000 m
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Octubre 2013
Comparativa Distancia Vertical para la
Fm. Vaca Muerta
• Obelisco mide 67m aprox.
• Distancia del tope de Roca Productora
a Superficie equivale a 37 obeliscos
(2500m de profundidad)
D.G.I. y E.
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Comparativa Distancia Horizontal
Profundidad del
Tope Fm. Vaca
Muerta
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Octubre 2013
Configuraciones de Pozos Horizontales
Fracturados
Pozo Horizontal Fracturado
Fracturas
Distancia entre
etapas
Etapa de Fractura
Rama Lateral
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Área Estimulada
Fuente: Evaluación de Recursos Asociados a
Lutitas, P. K. Pande, SPE 2012-2013
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Crecimiento de la fractura
Depende de: Tipo de Roca
Esfuerzos de la formación
Barreras Naturales
Sellos /Barreras Naturales, que no permiten que
la fractura se propague hacia arriba.
D.G.I. y E.
Dirección de Estudios
Octubre 2013
Sellos Naturales
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
¿De dónde se obtiene el agua para la
Fractura?
Río Neuquén
 Río Colorado
Río Limay
El Consumo superficial de Agua para una Estimulación Hidráulica es
de 15.000m3, siendo 0.067% del total del caudal mínimo anual
frente al 5% que se utiliza para el abastecimiento de las
poblaciones, sumadas a las actividades industriales e irrigación
del caudal total mínimo de los Ríos, descargando el 94% restante
al mar sin utilizarse. (Decreto 1483/12.)
Es decir, se utilizan 15.000m3 de agua para una la estimulación
hidráulica de un pozo, que equivale al 0,067% del caudal diario
de cada río.
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Normas API para Fracturas
Hidráulicas
Prácticas Recomendadas
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Protección de acuíferos y medio
ambiente
ambiente (API
(API HF1)
HF1)
Mantención de la Integridad del pozo
importante para:
1. La aislación del conducto interno del pozo
con la superficie y ambiente subterráneo.
2. La aislación y contención del fluido de
producción dentro del pozo.
D.G.I. y E.
Dirección de Estudios
Octubre 2013
Protección de acuíferos y medio
ambiente (API HF1)
• Los acuíferos son protegidos durante la
perforación, la fractura hidráulica y
producción por una combinación de una
tubería metálica y vaina de cemento, además
de otros dispositivos de aislación mecánicas.
• Se debe prevenir la comunicación entre
fluidos de producción y otras formaciones con
o sin fluidos.
D.G.I. y E.
Dirección de Estudios
Octubre 2013
Protección de acuíferos y medio
ambiente (API HF1)
Monitoreos
Se deben realizar monitoreos regulares en los
procesos de perforación, fracturamiento y
producción para asegurar que estas operaciones
procedan dentro de los parámetros establecidos
y acorde con el diseño, plan del pozo y los
requerimientos permitidos.
• Finalmente, el pozo es periódicamente testeado
para asegurar que la integridad se mantenga.
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Protección de acuíferos y medio
ambiente (API HF1)
Diseño
Las bases de diseño del pozo enfatizan en la
performance de la aplicación de barreras y
zonas de aislación durante los preparativos del
pozo, la remoción del lodo, colocación de
tubería de aislación y cementación que
proveen barreras para la migración del
petróleo y/o gas de formación.
D.G.I. y E.
Dirección de Estudios
Octubre 2013
Protección de acuíferos y medio
ambiente (API HF1)
• Tubería de Aislación:
Su elección es de suma importancia.
Debería seguir las normas API estándar,
incluyendo API Spec 5CT, especificaciones y
prácticas recomendadas.
• Cementación:
Parte fundamental para aislación y protección
de la tubería de aislación (casing) contra la
corrosión.
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Manejo del agua asociada con la
Fractura Hidráulica (API HF2)
• Guía para las mejores prácticas usadas para minimizar
los impactos ambientales y sociales asociadas con la
adquisición, uso , manejo, tratamiento y disposición
del agua y fluido de fractura.
• El volumen de agua utilizado para fracturar un pozo
varía ampliamente, pero en promedio se usan de 2 a 4
millones de galones (8.000 -15.000 m3).
• El agua puede ser de varias fuentes como superficiales,
reciclada de otros proceso, municipales.
• Si se tomaran aguas superficiales se debe estar
balanceada con las necesidades de la comunidad y las
estaciones de mayor y menor caudal.
D.G.I. y E.
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Octubre 2013
Manejo del agua asociada con la
Fractura Hidráulica (API HF2)
• Logística del Agua para Fractura: almacenada
en Piletas o tanques
• Reúso y Reciclado de Agua de Flowback
En algunos casos, puede ser más práctico tratar
el agua hasta lograr una calidad que pueda ser
reusada para una subsecuente fractura u otro,
que ser tratada para disposición superficial.
D.G.I. y E.
Dirección de Estudios
Octubre 2013
Bibliografía consultada
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Hydraulic Fracturing, Carl Montgomery and Smith, NSI Technologies, JPT 2010.
Fractura Hidráulica en Arcilitas, Julio Alonso y Adolfo Giusiano, Subsecretaría de
Minería e Hidrocarburos, 2012.
El abecé de los Hidrocarburos en Reservorios No Convencionales, IAPG 2013
Open Channel Fracturing- OilFiel 2011
The Facts About Hydraulic Fracturing and Seismic Activity, Anga-API-AXPC
Hydraulic Fracturing 101, SPE 152596
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Octubre 2013