What is hydraulic fracturing? | ?Qué es la fractura hidráulica?
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Abstract
Hydraulic Fracturing also known as fracking or fracing is a wells stimulation technique developed in 1947 by Stanolind Oil and aims to increase the drainage area and the performance of the same through the creation of fractures in the
productive formation. It was used for the first time in a commercial way for Halliburton 17 March 1949 in Stephens County, Oklahoma and Archer County, Texas.
Since then its use, technology and development have been in continuous growth becoming a daily technique of completion of wells in formations of low permeability and high pore pressure or wells where the drainage area was damaged during the drilling or termination of the same.
The combination of horizontal drilling with multi-stage hydraulic fractures was the driving force that enabled to develop the unconventional fields in the United States and the rest of the world. Due to this in the last few years there was a vertiginous growth in the use of this technique arriving to be stimulated 35000 wells per year in the U.S. and surpassing the 2.5 million of hydraulic fracture treatments made to date at the global level.
Which is the operation principle?
The operation principle of hydraulic fracturing is very simple: It consists in pumping a fluid (usually composed by 89% of water) to pressure inside the well (through the production casing or by the use of the tool "frac string") until this exceeds the resistance of the rock, moment from which start the fracture, subsequently continued pumping the fluid with proppant to extend the growth of the same. Once finished the treatment the proppant introduced within the fracture making impossible that the rock joins again, being formed millimeter channels of?flows?that allow the hydrocarbon?flow easily to the wellbore.
Operation of hydraulic fracturing
To better understand the operation of hydraulic fracturing we will analyze the following image where is showing a conventional well and a well fractured hydraulically; as we can see in the conventional well the hydrocarbons flow from the productive formation to the wellbore through the wall of the same and from there it is brought to the surface by the reservoir pressure or with the help of an external extraction mechanism.
On the other hand in the well with hydraulic fracture the hydrocarbons in addition to flow through the wall of the well as before now they also flow from the productive formation towards the interior of the fracture (which is a millimeter channel of high permeability and porosity), from the inside of the fracture toward to the wellbore and then to surface. We see then that the main achievement of the hydraulic fracturing is to increase the contact area between the productive formation and the well thus producing an increase in the flow and volume of the hydrocarbons produced.
What form and direction can take the fracture?
The growth and the direction of the hydraulic fracture are determined by the stresses to which are subjected the rock in the area of interest. At any point given the rock is subject to three main stresses: a vertical stress and two horizontal stresses.
The vertical stress is generated by the weight of the rock column that is located above the point considered, it is also known as overburden stress and its magnitude increases with depth. Horizontal stresses on the other hand vary with the direction due to tectonic components.
The Fracture always is propagated perpendicular to the direction of minimum stress present in the formation. As the growth of the vertical stress is approximately 1psi?per foot we can divide the hydraulic fractures in two types, horizontal fractures and vertical fractures, according to the depth in which is located the area to fracture.
Approximately until the 2000 ft the horizontal stresses are greater than the vertical stress and the fracture propagates horizontally. From the 2000 ft the overburden stress begins to be bigger than the horizontal stresses and the fracture propagates vertically as we see in the figure.
Given that all shale fields are located at depths greater than 2000ft the hydraulic fractures are oriented vertically in all shale fields.
Hydraulic fracture design
As the direction and orientation of the fractures are given by the tectonic properties of the productive formation for their design are made complex studies which examines the reservoir permeabilities, the in situ stresses distribution, the geological model of the interest area and the possible fluids losses in naturally fractured formations.
Then with all the information obtained are made simulations of hydraulic fracture with specialized software to optimize the location, size, number and fracture length to carry out, together with the selection of the fluid of fracture, additives and proppant.
Today it's normal to make from 20 to 40 stages of fractures by well with fluid volumes that can exceed the 8 million gallons and the 5 million pounds of proppant.
Selection between vertical, horizontal and multi-wells pad
When the fracture design?is made prior to the drilling of the well, as is common in the?shale fields, also?is designed?the location, orientation, distribution and type of wells to drill in order to maximize the?stimulated volume of the productive formation and?the volume of hydrocarbons recovered according to the specific characteristics of each oilfield.?According to this is selected between vertical wells, horizontal wells or multi-well pad where from a same location are drilled several horizontal wells.
The multi-well pad have some advantages compared to the vertical wells because for a same number of wells to be drilled they need less locations (sometimes only one), so less property permissions are required and fewer roads are done, also it decreases the times generated by disassembly, transportation and assembly of drilling equipment since in the multi-well pad when the drilling of a well is completed this is moved 20 feet and the drilling continuous. These advantages turn into a significant reduction of the operating costs and the environmental impact making the multi-well pad the drilling technique more used in the shale plays in the United States.
Fracture fluid
The fluids more used in the hydraulic fractures are constituted by approximately 99.5% of water and proppant (sands or ceramics) and 0.45% of additives. According to the characteristic of the formation to fracture can be use different types of fluids like water based fluid, foam based fluid (CO2 or N2) or oil based fluid. Due to the fact that water is an abundant resource and of low cost, the fluids water-based are the most frequent in the fracture treatments offering a wide variety of possible configurations among which we can emphasize:?slickwater, linear fluids, cross-linked fluids and viscoelastic surfactant gel fluid.
Slickwater fracturing fluid: is the type of fluid more used in the fracturing of unconventional wells (over 30%) and is composed by water, sand and additives which include friction reducers, corrosion reduction, bacterial-growth control, clays inhibitor, and others. The advantages of this fracture fluid are: large reservoir volumes stimulated, better fracture containment and damage reduction generated by gels. Its disadvantages are: excessive use of water, narrower fracture widths??that other fluids and a poor capacity to carry the proppant toward the interior of the fracture due to its low viscosity.
Linear fracturing fluids: Are achieved by the polymers addition to water forming a gel with higher capacities of transport that the low viscosity fluids (slickwater). Among the polymers used there are: guar, Hydroxyethyl Cellulose (HEC), Hydroxypropyl Guar (HPG), Carboxymethyl hydroxypropyl guar (CMHPG), and Carboxymethyl Hydroxyethyl cellulose (CMHEC) (EPA 2004). The advantages of this fluid are: greater transport capacity of the proppant and a minor loss of fluid in low permeability formations. Among its disadvantages are found: lose of circulation in permeable formations, form thick filter cakes on the face of lower-permeability formations impoverishing the conductivity of the fracture and the formation of less complex fractures.
Crosslinked fluids: These fluids were developed in 1964 to improve the performance of the gels without increasing their concentration through the use of borate ions. The polymers most used in this kind of fluid are guar and HPG and since the seventies have been added zirconate and titanate complexes of Guar, Hydroxypropyl Guar (HPG) and Carboxymethyl-Hydroxypropyl Guar (CMHPG) in order to enable its use at high temperatures . The Crosslinked obtained by using borate is reversible and is activated by an alteration of the pH of the?fluid system, this reversible feature of the crosslinked fluids allows a clean up more effectively post-fracture, resulting in a better permeability and conductivity. Its use has showing a positive performance in formations of high and low permeability, with good transport properties and stable rheological properties in a wide range of temperatures.
Viscoelastic surfactant gel fluids (VES): these fluids used surfactants combined with inorganic salts to create orderly molecular structures, which produce an increase of the viscosity and elasticity. As a result they have high zero-shear viscosity being capable of transporting the proppant with minor loss of charges and without the requirements of viscosity of conventional fluids. These fluids also present the advantages of not needing the use of biocides, clays controller and additional surfactants to improve the flowback.
It is important to note that the fluid chemical composition to be used in each fracture must be filed with the governmental entities of each region and it has to be approved in order to be able to carry out the fracture treatment in the well. Below is shown a table with the additives more used in hydraulic fracturing fluids, their properties and common uses in everyday life:
In the part B of "Introduction to hydraulic fracturing" we'll develop: proppant, surface equipment, monitoring of the operation in real time, well construction and aquifers protection, laws and a general conclusion.
Author: Emanuel Omar Martin
07/18/2016
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INTRODUCCIóN A LA FRACTURA HIDRáULICA parte 1
?Qué es la fractura hidráulica?
La fractura hidráulica ?conocida también como fracking o fracing es una técnica de estimulación de pozos desarrollada en 1947 por Stanolind Oil y tiene como finalidad aumentar el área de drenaje y la performance del mismo mediante la creación de fracturas en la formación productiva. Fue usada por primera vez en forma comercial por Halliburton el 17 de marzo de 1949 en Stephens County, Oklahoma, and Archer County, Texas. ?Desde entonces su uso, tecnología y desarrollo han ido en continuo crecimiento transformándose en una técnica cotidiana de terminación de pozos en formaciones de baja permeabilidad y alta presión poral o pozos donde el área de drenaje fue da?ada durante la perforación o?la terminación del mismo.
La combinación de la perforación horizontal con múltiples etapas de fracturas hidráulicas fue el motor impulsor que ?permitió ?desarrollar los campos no convencionales en los estados unidos y el resto del mundo. Debido a ello en los últimos a?os se produjo un ?crecimiento vertiginoso en el empleo de esta técnica llegando a estimularse 35000 pozos por a?o en los US y superando ?los 2,5 millones?de tratamientos de fracturas hidráulicas realizados a la fecha a nivel mundial.
?Cuál es su principio de funcionamiento?
?El principio de funcionamiento de la fractura hidráulica es muy sencillo: consiste en bombear un fluido (compuesto normalmente por un 89% de agua) a presión dentro ?del pozo?(a través del casing de producción o mediante la herramienta “frac string”) hasta que esta supere la resistencia de la roca momento a partir del cual se inicia la fractura, posteriormente se continua bombeando el fluido con agente sosten para ?extender el crecimiento de la misma. Una vez terminado el tratamiento el agente sosten introducido dentro de la fractura imposibilita que la roca vuelva a unirse ?quedando formados canales de flujos milimétricos y permanentes que permiten al hidrocarburo fluir fácilmente hacia el interior del pozo.
Funcionamiento de la fractura hidráulica
Para comprender mejor el funcionamiento de la fractura hidráulica analizaremos la siguiente imagen donde se muestra un pozo convencional y un pozo fracturado hidráulicamente; como podemos ver en el pozo convencional el hidrocarburo fluye desde la formación productiva hacia el interior del pozo a través de la pared del mismo y de ahí es llevado a la superficie por la presión del reservorio o con la ayuda de un mecanismo de extracción externo.
Por otro lado en el pozo fracturado hidráulicamente el hidrocarburo además de fluir a través de la pared del pozo como antes ahora también?fluye desde la formación productiva hacia el interior de la fractura (el cual es un canal milimétrico de alta permeabilidad y porosidad), desde el interior de la fractura hacia el interior del pozo y de ahí a superficie. Vemos entonces que el principal logro de la fractura hidráulica es aumentar el área de contacto entre la formación productiva y el pozo produciendo así un incremento en el flujo y volumen del hidrocarburo producido.
?Qué forma y dirección puede tomar la fractura hidráulica?
El crecimiento y la dirección de la fractura hidráulica están determinados por los esfuerzos a los que está sometido la roca en la zona de interés. En cualquier punto dado la roca está sometida a tres tensiones principales: una tensión vertical y dos tensiones horizontales.
La tensión vertical esta generada por el peso de la columna ?de roca que se encuentra encima del punto considerado, es conocida también como tensión de overburden y su magnitud aumenta con la profundidad. Las tensiones horizontales en cambio varían con la dirección debido a componentes tectónicos.
Orinetación de la fractura
La fractura siempre se propaga perpendicular a la?dirección de mínima tensión presente en la formación. Como el crecimiento de la tensión vertical es aproximadamente de 1psi/ft por pie ?podemos dividir a las fracturas en dos tipos, fracturas horizontales y fracturas verticales, de acuerdo a la profundidad?en la que se encuentre ubicada la zona a fracturar.
Aproximadamente hasta los 2000ft las tensiones horizontales son mayores a la tensión vertical y la fractura se propaga en forma horizontal.
?A partir de los 2000ft la tensión de overburden empieza a ser mayor que las tensiones horizontales por lo que las fracturas se van a generar en forma vertical como vemos en la figura b.
Dado que todos los ?campos de shale están ubicados a profundidades mayores a los 2000ft las fracturas hidráulicas se van a posicionar en forma vertical en todos los campos de shale.
Dise?o de la fractura hidráulica
Como ??la dirección y orientación de la fracturas ?estan dadas por las propiedades tectónicas de la ?formación productiva para su dise?o se hacen?complejos estudios donde se analizan ?la permeabilidad del reservorio, la distribución de tenciones en situ, el modelo geológico de la zona de interés y las posibles pérdidas de fluidos por formaciones fracturadas naturalmente. Luego con toda la información obtenida se hacen simulaciones de fractura hidráulica?con software especializados para optimizar la ubicación, tama?o, numero y longitud de las fractura a realizar junto con la selección del fluido de fractura, aditivos y agentes sostén.
En la actualidad es normal?hacer entre 20 a 40 etapas de fracturas ?por pozo con volúmenes de fluido que pueden superar los 8 millónes de galones y los 5 millones de lbs de agente sostén.
Selección entre pozos verticales y horizontales
Cuando el dise?o de la fractura es hecho previo a la perforación del pozo, como es común en los campos de shale, también se dise?a la ubicación, orientación, distribución y tipo de pozos a perforar para?maximizar el volumen estimulado de la formación productiva y el volumen de hidrocarburos recuperados en función a las características especificas de cada yacimiento.
De acuerdo a ello se selecciona entre pozos verticales, pozos horizontales y/o multi-well pad donde desde una misma locación son perforados varios pozos horizontales.
Los multi-well pad presentan algunas ventajas frente a los posos verticales ya que para un mismo número de pozos a perforar se hacen menos locaciones (a veces una sola), se requieren menos permisos de propiedad, se hacen menos caminos y se disminuyen los tiempos tiempos generados por desmontaje, traslado?y montaje del equipo de perforación ya que en los multi-well pad cuando se finaliza la perforación de un pozo se corre al equipo 20 pies y se continua perforando. Estas ventajas se traducen en una importante disminución de los costos operativos y del impacto ambiental haciendo a los multi-well pad la técnica de perforación más usada en los campos de shale en los Estados Unidos.
Fluidos de Fractura Y Agente Sostén
Los fluidos más usados en las fracturas hidráulicas están constituidos aproximadamente por 99,5% de agua y agente sonten (arenas o cerámicos) y 4,5% de aditivos. De acuerdo a las característica de la formación a fracturar se pueden usar distintos tipos de fluidos ya sean base agua, base espuma (Co2 o N2) o base oil. Debido a que el agua es un recurso abundante y de bajo costo los fluidos base agua son los más frecuentes en los tratamientos de fractura ofreciendo un gran abanico de configuraciones posibles entre los que se encuentran slikwater, fluidos lineales, cross-linked fluidos y fluidos surfactantes viscoelásticos
Slikwater fracturing es el tipo de fluido más usado en la fracturación de pozos no convencionales (más del 30%) y está compuesto por agua,?arena y aditivos entre los que se encuentran reductores de fricción, reductores de ?corrosión, control de crecimiento de bacterias, inhibidor de arcillas, y otros.?Las ventajas de este fluido de fractura son: grandes volúmenes estimulados del reservorio, mejor contención de la fractura y una reducción de los da?os generados por geles. Sus desventajas son: un excesivo uso de agua, menor ancho de fractura que otros fluidos y una pobre capacidad de transportar el agente sostén hacia el interior de la fractura debido a su baja viscosidad.
Fluidos de fracturas líneas: se logran por el agregado de polímeros al agua formandose un gel con ?mayores capacidades de transporte que los fluidos de baja viscosidad (slickwater). Entre los polímeros mas usados se encuentran: guar, Hydroxyethyl Cellulose (HEC), Hydroxypropyl Guar (HPG), Carboxymethyl hydroxypropyl guar (CMHPG), and Carboxymethyl Hydroxyethyl cellulose (CMHEC) (EPA 2004). Las ventajas de este fluido son: mayor capacidad de transporte del agente sostén y una menor pérdida de fluido en formaciones de baja permeabilidad. Entre sus desventajas se encuentran: perdidas de circulación en formaciones permeables, formación de revoque en las paredes de la formación empobreciendo la conductividad de la fractura y la ?formación de fracturas pocos complejas.?
Crosslinked fluids: estos ?fluidos fueron desarrollados en 1964 para mejorar la performance de los geles sin aumentar su concentración mediante el uso de iones de Borato. Los polímeros más usados en este tipo de fluido son guar and HPG y desde la década?70 se han agregado zirconate y complejos de guar de titanio, Hydroxypropyl Guar (HPG) y Carboxymethyl-Hydroxypropyl Guar (CMHPG) con el fin de posibilitar su uso a altas temperatura . El croslinkeado obtenido por usar borato es reversible y es activado por una alteración del pH del sistema de fluido. La característica reversible del croslinkeado en este tipo de fluidos permite una limpieza más efectiva post fractura, traduciéndose en una mejor permeabilidad y conductividad. Su uso ha mostrando un rendimiento positivo en formaciones de alta y baja permeabilidad, con buenas propiedades de transporte y estables propiedades reológicas en un amplio rango de temperaturas.?
Viscoelastic surfactant gel fluids (VES) estos fluidos usan surfactantes combinados con sales inorgánicas para crear estructuras moleculares ordenadas, la cuales producen un incremento de la viscosidad y elasticidad. Como consecuencia tienen una muy alta viscosidad de corte cero y pueden transportar agente sostén con menores perdidas de cargas y sin los requerimientos de viscosidad de fluidos convencionales. Estos fluidos presentas además las ventajas de no tener que usar biocidas, controladores de arcillas y surfactantes adicionales para mejorar el flowback. ?
Es importante destacar que la composición química del fluido a utilizar en cada fractura se debe presentar ante las entidades gubernamentales de cada región ?y debe ser aprobada por dicha entidad para realizarse el tratamiento de fractura en el pozo.?
Abajo se muestra una tabla con los aditivos más frecuentes en los fluidos de fractura hidráulica, sus propiedades y usos comunes en la vida cotidiana:
En la parte B de "INTRODUCCIóN A LA FRACTURA HIDRáULICA" vamos a desarrollar: ajente sostén, equipamientos de superficie, monitoreo de la operación de fractura hidráulica en tiempo real, construcción de pozo y protección de acuiferos, leyes aplicables en Estados Unidos y algunas conclusiones generales.