La Relación K-Phi nos permite identificar el tipo de diseño de fractura más conveniente
Durante la inyección, la resistencia a fluir en la formación aumenta, la presión aumenta hasta alcanzar un valor de presión llamado presión de ruptura, que es la suma de los esfuerzos compresivos in situ y los esfuerzos de la formación.
Una vez que la formación “se rompe”, una fractura es formada, y el fluido de fractura fluye a través de ella y es soportada con el uso de material apuntalante (propante).
Relación K-Phi en el Fracturamiento Hidráulico
En general, si uno hace una evaluación de tratamientos hechos a nivel mundial, se puede decir que en función de la permeabilidad y de la porosidad de la formación, hay un rango de estimulaciones que se pueden ejecutar.
Bajas Permeabilidades
A muy baja permeabilidad se fractura y los pozos, siendo de gas, serán marginalmente económicos. En formaciones de baja permeabilidad —menor a 1 mD— productoras de gas, se necesitarán fracturas largas y de poca conductividad ya que la permeabilidad de la matriz es muy baja.
Por lo tanto, con poca conductividad en la fractura tenemos un gran contraste, y un buen FCD.
En formaciones productoras de petróleo con una permeabilidad entre 1 mD y 100-500 mD, puede ser necesario hacer un tratamiento un fracturamiento hidráulico para resolver un problema de aporte de arena o para by-pasar un daño muy importante.
En este caso se necesitará diseñar un fracturamiento hidráulico de muy alta conductividad y no tan largas. Normalmente se busca una longitud de fractura que ronde entre los 30 o 150 pies no más.
Altas Permeabilidades
Por encima de 200-500 mD, el petróleo fluye por sí mismo desde la formación hasta el pozo. Si hay necesidad de una estimulación para remover algún daño generalmente se hace un tratamiento matricial.
Sin embargo si hay problema de aporte de arena por ser formaciones desconsolidadas, se harán fracturas especiales para control de arena (frac-pack) con o sin el uso de filtros.
En la Figura 1 se muestra un gráfico del impacto de la permeabilidad sobre el tipo de completación y sobre las decisiones de estimular. Diferentes formaciones tienen requerimientos diferentes para una estimulación óptima.
A muy baja permeabilidad la economía puede ser marginal. Por permeabilidades un poco mayores la longitud de la fractura pasa a ser el parámetro más importante para el diseño. A mayor permeabilidad la característica dominante pasa a ser la conductividad.
[post_ads_2]
Si te ha gustado este artículo y sientes que aporta valor, te invitamos a compartirlo en tus redes sociales preferidas, así nos ayudas a difundir información a todo a quien pueda interesar. Si tienes alguna duda, comentario o sugerencia, puedes dejarlo abajo en la sección de comentarios. ¡Nos interesa tu opinión!
[no_toc]
Saludos! Buena información. Que es el FCD?
ResponderEliminarHola Nelson, el FCD se refiere al factor de conductividad adimensional, es la relación existente entre la conductividad de la fractura con respecto a la matriz de roca. Dependiendo del tipo de formación nos da una idea que tan bien quedó el empaque de la fractura hidráulica y una idea empírica de cuanto puede durar el efecto del flujo bi-lineal hasta que la misma se cierre y empiece el flujo pseudo radial.
EliminarHola. Que seria el contraste mencionado? Saludos
ResponderEliminar