El análisis de presiones en fracturas hidráulicas es una técnica fundamental para comprender e interpretar la evolución de la presión durante la operación. Esta información permite evaluar la efectividad del tratamiento, optimizar su diseño e identificar problemas potenciales.
Se registran las presiones en diferentes puntos del pozo y se analizan utilizando diversos métodos, como el análisis de la curva de presión que permite correlacionar con datos de minifrac y microsísmica en pozo.
Los parámetros clave incluyen la presión de apertura de la fractura, la presión de cierre, el ISIP y la presión neta.
El análisis de presiones ofrece beneficios como la mejora de la eficiencia de fluido, la reducción de costos y el aumento de la seguridad, lo que permite mejorar la curva de aprendizaje en la aplicación de tratamientos en campos determinados.
En resumen, el análisis de presiones es una herramienta crucial para el diseño y la evaluación de los tratamientos de fracturamiento hidráulico, permitiendo optimizar la operación y mejorar la eficiencia.
Métodos de Campo para Análisis de Presiones
Los métodos de diagnóstico de presiones en fracturas hidráulicas pueden ayudar a determinar la geometría de la fractura o fracturas creadas, frecuentemente aplicadas en tiempo real, la cual han contribuido enormemente en mejorar la ejecución operacional.
Empezando con el análisis de las presiones de fractura para inferir el tipo de fractura que esta siendo creada con el monitoreo a tiempo real con la técnica de microsísmica, los métodos de diagnóstico de fracturas son herramientas cada vez más valiosos de la tecnología de fracturación hidráulica.
En este artículo se tratará el análisis de presiones en un tratamiento de fracturamiento hidráulico.
Técnica de Nolte-Smith
Nolte y Smith en 1981 fueron los pioneros en los métodos de análisis de presiones en fracturamiento hidráulico, por lo cual describieron las principales características en gráficos log-log de la presión neta versus el tiempo durante el bombeo de un tratamiento de fracturamiento, la cual puede ser usado para inferir el modo en que esta ocurriendo la propagación de la fractura.
El gráfico propuesto por Nolte-Smith se puede observar en la Figura 1, la cual esta basada en un modelo 2-D. En la Tabla 1 se identifica cada una de las características de la propagación de fractura.
Una fractura vertical confinada con una longitud mayor que su altura corresponde al modelo PKN, por lo tanto, el gráfico de Nolte-Smith debe mostrar una línea recta con pendiente positiva.
Por otra parte, si la fractura no se muestra confinada a nivel vertical, correspondiente a un modelo KGD o fractura de geometría radial, el gráfico de Nolte-Smith predice una línea recta con pendiente negativa.
Cuando la propagación de la fractura se detiene debido a una condición de arenamiento, el gráfico de Nolte-Smith tiene una pendiente positiva igual a 1.
Con el monitoreo de la presión neta en tiempo real, las condiciones de arenamiento pueden ser reconocidas de manera inmediata, y el tratamiento puede ser detenido o el bombeo modificado a discreción.
El monitoreo de la presión neta en tiempo real es parte de la rutina de las operaciones de fracturamiento hidráulico.
| Modo | Comportamiento |
|---|---|
| I | Propagación con modelo de geometría de fractura PKN. |
| II | Gradiente Constante = 0. Representa el crecimiento vertical de fractura en adición al crecimiento en longitud. También puede ser explicado por el cambio en la relación entre la presión neta w. |
| IIIa | Pendiente igual a la unidad. Esto significa que la presión neta es ahora directamente proporcional al tiempo (y también a la tasa de bombeo que generalmente es constante con respecto al tiempo). Este comportamiento es generalmente asociado con el crecimiento adicional de w, especialmente en una fractura con arenamiento en la punta. |
| IIIb | Pendiente > 2. Arenamiento, generalmente en la cara de la fractura en el pozo, un evento con un muy rápido aumento de la presión. |
| IV | Pendiente negativa. Rápido crecimiento vertical. Potencialmente una geometría de fractura que responde a los modelos KGD y radial. |
Es importante destacar que puede presentarse prematuramente el modo IV (crecimiento vertical de la fractura) y posteriormente observar los comportamientos IIIa y IIIb.
Fuente:
- Economides, M.; Hill, A.D.; Ehlig-Economides, C. y Zhu, D. Petroleum Production Systems 2nd Edition. Prentice Hall. Westford, Massachusetts (2013).
- Curso de Fracturamiento Hidráulico. Repsol. Madrid, España (s.f.).
- Introduction to Fracturing Engineering. IFP Training. Venezuela (2015).
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