En la tercera parte del tema de mecánica de las rocas aplicado al fracturamiento hidráulico, se estará explicando todo lo concerniente a la presión de ruptura de fractura, multifracturas, poroelasticidad y dirección de fracturamiento hidráulico. Recordando que, la mecánica de las rocas juega un papel fundamental en la fase de diseño y operaciones de fracturamiento hidráulico.
La mecánica de las rocas (también llamada reología de las rocas), es la ciencia teórica y aplicada del comportamiento mecánico de las rocas. Parte de esta teoría es aceptada por todos los especialistas, pero otros fenómenos que actúan dentro de la formación son interpretados de manera diferente según los “gurúes”, y por ende en los diferentes simuladores.
1. Presión de Ruptura
Si el pozo es vertical, o sea la inclinación es 0, la relación entre la presión de ruptura y la presión neta será 1. A medida que el pozo es más inclinado, y según su dirección versus la dirección de los esfuerzos máximos y mínimos, la presión de ruptura varia y puede llegar a 1,6 veces la presión de ruptura de un pozo vertical. O sea si en los pozos verticales de la zona tenemos normalmente presiones de ruptura de 5000 lpc, en un pozo desviado a 60° y en la dirección de σmax, debemos esperar una presión de ruptura de 7500 lpc.
Es importante saberlo para definir de antemano el equipamiento necesario en locación para la operación. En caso de pozos desviados es importante conocer las direcciones de los esfuerzos en el yacimiento antes de perforar.
2. Multifracturas
Se existe la presencia de fracturas múltiples en la vecindad del pozo que son manejadas como tortuosidad, pero las fracturas en el reservorio son motivo de discusiones entre los especialistas que no pueden ponerse de acuerdo, en consecuencia no todos los simuladores permite simularlas. Una escuela dice que cuando se fractura se generan frecuentemente fracturas múltiples debido a la heterogeneidad en la formación.
Se inician fracturas en cada punzados y no necesariamente se junten en una, o unas, fractura(s) grande(s). La otra escuela considera que es poco lógico porque la naturaleza siempre busca el esfuerzo mínimo. Si hay varias fracturas cada una competiría con la otra, lo que implicaría tener cada vez más fricción en el sistema, ya que a tener menos caudal en cada fractura estas tendrían menos ancho.
Además cuando se abre una fractura, los esfuerzos en la vecindad crezcan y limitan la apertura de otro fractura cerca de la primera. O sea la existencia de fracturas múltiples como cosa normal iría en contra de la lógica de la naturaleza. Aceptan que se inicien varias fracturas, pero consideran que normalmente solamente una crezca. Por supuesto hay casos particulares donde ambas escuelas están de acuerdo, como los pozos desviados, donde sí habrá fracturas múltiples, pero iniciando a una cierta distancia una de otra.
Cerca del pozo, en el momento que se inicia el bombeo es probable que se generen varias fracturas en diferentes punzados, pero más lejos del pozo solamente una o unas pocas siguen creciendo. Estas fracturas múltiples significan canales angostos donde no podrá pasar el agente de sostén. No necesariamente van generar demasiado exceso de presión, y no son siempre detectadas a menos de hacer un slug de agente de sostén. Estas condiciones deben ser corregidas antes de iniciar el tratamiento en sí para evitar un arenamiento prematuro.
Dentro la formación (far field) las fracturas múltiples serán paralelas, siempre y cuando los esfuerzos máximo y mínimo son diferentes. Esta demostrado por ensayos de laboratorio que con una diferencia de solamente 50 lpc entre σmax y σmin, las fracturas tendrán una dirección única. Para que no interactúan entre si es necesario una cierta distancia entre fracturas.
Si los esfuerzos eran exactamente iguales, o por lo menos con una diferencia inferior a 50 lpc, las fracturas podrían tener una forma dendrítica o sea en todas las direcciones, tal como se observa en la Figura 3. Esto existiría solamente en una zona completamente relajada, sin efectos tectónicos, lo que es más representativo de formaciones muy blandas y poca consolidadas.
- Poca diferencia entre esfuerzo máximo y el esfuerzo mínimo.
- Presencia de fracturas o fisuras naturales.
- Inclinación del pozo.
- Tipo de formación.
- Tipo de punzado.
3. Poroelasticidad
Esto da lugar a que se incremente el gradiente de fractura en esta zona. En capas de baja permeabilidad donde el leak-off es más lento, el fenómeno no es tan importante, y trabajando a caudal normal de fractura no se ve. Una vez iniciada la fractura la presión vuelve a la normalidad y la geometría será la prevista. Pero si no se toma en consideración en el diseño de la operación esto puede generar problemas de alta presión al inicio de la operación.
La manera de evitar el efecto de poroelasticidad es iniciar la fractura lo más rápidamente posible. Para esto se debe ir a caudal de fractura lo más rápidamente posible y no tardar dos o tres minutos como tiene tendencia a hacerlo algunos supervisores. En la Figura 4, se puede observar el efecto de Poroelasticidad.
La presión fue aún mayor. En la tercera tentativa con gel crosslinkeado se consiguió la rotura de la formación y se terminó el bombeo con la presión prevista (+/-5600 lpc). Antes de hacer el tratamiento de fractura se esperó lo suficiente para que la presión se estabilice en la formación. Se inyectó nuevamente empezando inmediatamente a alto caudal y así se fracturó sin inconveniente.
Durante las dos últimas secuencias de inyección el efecto aislante del revoque generado por el fluido crosslinkeado permitió la extensión de la fractura prácticamente con la presión estimada en función del gradiente de fractura de la zona.
4. Valores típicos de propiedades mecánicas de las rocas
Estos valores son función del tipo de formación y de la profundidad. Estos datos se utilizan solamente cuando no hay otra información, y para hacer un pre diseño. Deberán siempre ser corregidos con datos real antes de empezar la operación. Estos valores se presentan en la Tabla 1.
5. Dirección (Azimuth)
Pero en yacimientos de baja permeabilidad, donde es necesario diseñar fracturas largas, el drenaje del reservorio se hará en una elipse alrededor de la fractura, y no en un círculo. Por lo tanto, según la posición de los pozos se puede obtener un drenaje casi total del reservorio, o dejar muchas zonas no drenadas y otras drenadas simultáneamente por dos fracturas. O sea en estos casos es muy importante conocer previamente la dirección preferencial de fractura (Figura 6).
Cerca de una falla normal (Figura 7), zona de extensión, el componente mínimo de los esfuerzos in situ es generalmente perpendicular a la orientación de la falla. Entonces las fracturas inducidas hidráulicamente se propagarán en un plano paralelo al plano de la falla. Los componentes principales de los esfuerzos son en el orden siguiente: σhmin < σhmax< σv.
Si la falla es inversa (Figura 8), zona de compresión, el componente mínimo de los esfuerzos in situ es generalmente directamente paralelo a la orientación de la falla inversa. Entonces se debe esperar que la fractura sea perpendicular a la falla. Los componentes principales de los esfuerzos son en el orden siguiente: σv < σhmin < σhmax.
Cerca de una falla lateral (falla es de desplazamiento), el componente mínimo de los esfuerzos in situ es generalmente directamente perpendicular a la orientación de la falla y el esfuerzo máximo es paralelo a la falla (Figura 9). Entonces las fracturas inducidas hidráulicamente se propagan en un plano paralelo al plano de la falla.
Los componentes principales de los esfuerzos son en el orden siguiente: σhmin < σv < σhmax. Aproximándose a la montaña (Figura 10), los componentes vertical y horizontal de los esfuerzos in situ se incrementan debido al incremento de la sobrecarga de la montaña. La sobrecarga extra crea un desplazamiento de las rocas en las direcciones indicadas por las flechas. Más lejos de la montaña este efecto resulta en un esfuerzo horizontal principal (en la dirección perpendicular a la cadena de la montaña) y en un incremento del componente vertical del esfuerzo.
El componente vertical puede pasar a ser superior al valor normal de sobrecarga de 1 lpc/pie. El componente mínimo horizontal es paralelo a la montaña, y por lo tanto la dirección de las fracturas es perpendicular a la montaña. Estas consideraciones son solamente indicativas y deben ser tomadas con reserva ya que en función de la distancia entre el pozo y la falla la dirección de los esfuerzos puede cambiar.
Para obtener un mejor caudal de producción lo que es generalmente más beneficioso es una serie de fracturas perpendiculares al pozo. El problema de las fracturas perpendiculares al pozo es que siempre hay una zona de restricción al flujo cerca del pozo. Este debe ser considerar antes de perforar (drill) el pozo.
