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.







Tambien Pueden Ver Este Video, Donde se explica mejor

Entradas populares de este blog

Un simple procedimiento para desarrollar curvas analíticas IPR a partir de simuladores de yacimientos con aplicación en optimización de producción

Imagen
Introducción La estimación del desempeño individual de pozos petroleros puede ser usada para determinar un método de producción óptimo, diseño de levantamiento artificial, diseño de estimulación, tratamientos y desempeño de producción. La utilización de un simulador numérico consume mucho tiempo mientras las curvas IPR pueden representar el comportamiento del yaci-miento con bajo esfuerzo computacional. Gilbert utilizo curvas que relacionaban tasa de flujo y presión. Las llamo curvas IPR. Weller desarrollo un método para calcular el comportamiento de agotamiento en yacimientos con empuje por gas en solución para todas las condiciones de saturación, con flujo de estado estable y relación gas – petróleo variable. Vogel presentó un método para estimar el comportamiento presión – producción de pozos de petróleo produciendo por empuje de gas en solución basado en los resultados de un simulador de yacimientos. Usó el método de Weller para calcular curvas IPR con una variedad de propiedades P
Leer más

Producción Simultánea

Se define como "producción simultánea" a la práctica de producir dos o más yacimientos, arenas o estratos (pozo-zonas) simultáneamente por un mismo entubado de producción; a diferencia de la práctica de “producción secuencial” en que las pozo-zonas son producidas separadamente, uno después de la otra. Siempre y cuando la presión (dígase el potencial) de producción de fondo del pozo se mantenga por debajo de las presiones de los yacimiento de cada uno de los pozo-zonas, estos aportarán fluidos al pozo. Solamente durante los lapsos de cierre del pozo, es cuando se podrían presentar flujos cruzados entre los pozo-zonas, en función de los diferenciales de presión (potencial) entre ellas. Pero, así como un pozo-zona podría tomar fluidos durante el lapso del cierre, igualmente restituiría al pozo el volumen tomado, una vez reiniciada la producción del pozo. Es importante señalar la condición de que exista la compatibilidad de los fluidos provenientes del pozo-zona, lo cual constitu
Leer más

Estimulación de Pozo (parte II)

Imagen
Estimulación de Pozo (parte II) FRACTURAMIENTO DE ESTRATOS Justificación : En ciertos casos, la invasión de filtrado y las partículas del fluido de perforación depositadas en el estrato no permiten el flujo de los hidrocarburos hacia el pozo debido a una baja permeabilidad natural, y es por ello que es necesario canales de flujo de mayor amplitud. Procedimiento : Para este método es muy importante tomar en cuenta la viscosidad, peso y composición del fluido, como también la presión de ruptura que debe aplicarse para fracturar el estrato. La inyección debe concentrarse en determinado intervalo y la prolongación del resquebrajamiento del estrato debe ser radial, es muy importante que la cementación entre el revestidor y el estrato, por encima y por debajo del intervalo escogido para hacer la inyección, sea sólida y fuerte para evitar canalización y fuga del fluido hacia arriba y/o hacia abajo, a lo largo de la cementación, o que el fluido fracture intervalos no escogidos. El fluido inyec
Leer más