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Fraturamento Introdução Definicões
Agenda
Estimulação Dano e produtividade
Técnicas de estimulação Canhoneios especiais Acidificação Fraturamento Ácido Fraturamento Hidráulico 2
Agenda
Fraturamento Hidráulico Definição (clássica) Processo de fraturamento Fases do Fraturamento Definição moderna Razões práticas para o fraturamento Um pouco de história Projeto do fraturamento Modelagem Matemática Sequência Operacional Fraturamento Hoje Fluidos de Fraturamento Agente de sustentação 3
ESTIMULAÇÃO
$
Operação executada com o objetivo de aumentar a produtividade de poços produtores de óleo e/ou gás, ou aumentar a injetividade dos poços injetores de água ou gás para descarte ou recuperação secundária, alterando as características de fluxo na rochareservatório ou removendo ou by-passando a região de dano. 4
Algumas definições Dano (skin) Razão de dano Indice de produtividade FOI (Folds of increase) Aumento de produtividade 5
Dano à formação/poço: Qualquer restrição (mecânica, física, reológica) à produção/injeção de fluidos da/na formação.
$ 6
Dano à formação/poço:. O dano introduz uma perda de carga, com um aumento no drawdown necessário à produção.
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Tipos de Dano • Resíduos de fases anteriores (reboco de fluido de perfuração, filtrado da cimentação, debris de canhoneio) • Compactação • Migração de finos • Inchamento de argilas • Dep. inorgânicos (scales/incrustrações) • Depósitos orgânicos (asfaltenos, borras) AZ AZ
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Tipos de Dano (cont) • Emulsões
• Obstrução por injeção de partículas • Alteração de molhabilidade • Sub-produtos de reação dos ácidos • Bactérias • Bloqueio por água
AZ AZ
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Posição do dano
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O dano é causado por: Perfuração – Reboco, invasão do filtrado, incompatibilidade, presença de finos Compactação – Tensões no poço Cimentação – Invasão do filtrado, incompatibilidade Canhoneio – Compactação, falha, vitrificação; Finos Perda de fluido para a formação – incompatibilidade, emulsão, bactérias; Combate à perda. AZ AZ
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Reboco do fluido de perfuração
Reboco integro
Reboco parcialmente tratado
Reboco removido 12
SISTEMA DE TENSÕES EM UM POÇO
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Dano Permeabilidade dependente da tensão
K = K0 e
− ∆σ E
σ E = σ − α PP 14
Exemplos de dano
Debris de canhoneio
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Exemplos de dano: O processo de canhoneio
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Zonas de dano pós-canhoneio
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Exemplos de dano - Argilominerais
Esmectita
Colméia de Clorita
Livros de caulinita
Cabelos de Ilita 18
Análise de lâminas: Finos Grão de mica compactado entre dois grãos de quartzo e expandido nos poros
A esquerda: dissolução do grão de quartzo pela solução existente nos poros
100 microns
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Análise de lâminas: Finos Grão de silicato laminado (provav. mica) migrando para o poro.
(Altas velocidades de fluxo deverão arrastar o grão até tamponar um poro)
100 microns
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Asfaltenos
AZ AZ
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Quantificação do Aumento de IP pela Remoção do Dano ou Alteração do Fluxo Deve-se quantificar qual será o ganho com a realização do fraturamento. Assim, é necessário quantificar-se as perdas ocasionadas pelo dano e os ganhos obtidos com a alterçâo de regime de fluxo
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Fórmula de Hawkins - Skin k rs s = − 1 ln k s rw
k
ks rw Distância de penetração do dano
rs MR
MR MR
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Exemplo 1 – Determinação do Skin Raio do poço Razão de permeabilidades Penetração do dano
k rs s = − 1 ln rw ks rs = 0,828
ft
0,328 ft
k / k s = 5 folds
rs
0,5 ft
0 ,828 s = (5 − 1 ) × ln[ ] = 3,7 0 , 328
S = 3,7
Note que independe do sistema de unidades.
(?) MR MR
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q J= ∆p
Índice de Produtividade q = J∆ p
A vazão é proporcional ao drawdown, definido como a pressão média no reservatório menos a pressão de fluxo no poço
2πkh J D ∆p q = Bµ
Drawdown
Circular:
1 JD = re 3 ln − + s rw 4
Índice de Produtividade Adimensional
rw =raio do poço re =raio de drenagem MR MR
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Outras Formas de Quantificar os Ganhos
MR MR
26
Exemplo 2 re = 2980 ft
s = 3,7
Qual a razão de dano (RD)? Qual a eficiência de fluxo? Que porcentagem do drawdown é perdido na zona danificada?
s
3,7 RD = 1+ = 1+ = 1,442 re 2980 ln[ ] − 3 / 4 ln − 0 , 75 rw 0 , 328 A razão de dano é DR = 1,442 A eficiência de fluxo é FE = 1/RD = 1/1,442 = 0,693 Portanto 31 % (1- FE = 1 – 0,69) da pressão de drawdown é usada para superar o dano nas proximidades do poço. 27 MR MR
Exemplo 3 O poço do Exemplo 2 foi acidificado, restaurando a permeabilidade original na zona danificada. De quanto será aumentado o Índice de Produtividade? (Qual será o FOI - folds of increase do ) Assumimos que o skin após o tratamento se tornou zero.
re 3 ln[ ] − + santes rw 4 FOI= re 3 ln[ ] − + sdepois rw 4
2980 − 0.75 + ln + 3.7 Jdepois 0.328 FOI : = = 1.44 Jantes 2980 +0 − 0.75 + ln 0.328
O Índice de Produtividade aumentará 44 % , portanto a produção aumentará 44 % com o mesmo drawdown. MR MR
28
Exemplo 4 Qual a eficiência de fluxo quando o todo o skin foi removido, isto é, o skin é 0?
re ln[ ] − 0.75 rw EF = re ln[ ] − 0.75 + s rw
2980 − 0.75 + ln 0 . 328 = 1.00 = 100% EF = 2980 − 0.75 + ln +0 0.328 Portanto todo o drawdown está sendo aproveitado para a produção do poço... MR MR
29
Exemplo 5 Assumir que o poço do Exemplo 2 foi fraturado, gerando um fator de pseudo-skin negativo: sf = -5. Qual será o FOI do Índice de Produtividade em relação ao poço danificado? A razão de Índices de Produtividade antes e depois do fraturamento é:
2980 ln[ ] − 0.75 + 3.7 FOI = 0.328 = 3.6 2980 ln[ ] − 0.75 − 5 0.328 O Índice de Produtividade aumentará 260 % . MR MR
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Este equacionamento muito simples, justifica uma das razões básicas para a estimulação de formações: a remoção do skin ou do dano. Deve-se notar que mesmo um poço não danificado (s = 0) pode se beneficiar da estimulação Portanto: estimulemos !! Mas... como ??? LFN LFN
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Técnicas de Estimulação Canhoneios especiais Acidificação de matriz Fraturamento ácido Fraturamento hidráulico Skin frac 32
Técnicas de Estimulação Canhoneios especiais Acidificação de matriz Fraturamento ácido Fraturamento hidráulico Skin frac 33
Canhoneio Convencional
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Canhoneio EOB (Extreme Over Balanced)
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Técnicas de Estimulação Canhoneios especiais Acidificação de matriz Fraturamento ácido Fraturamento hidráulico Skin frac 38
Acidificação Definições:
Acidificação: Bombeio de soluções ácidas, como fluido principal, para tratamento de uma formação. Este tipo de tratamento pode ser precedido e/ou sucedido por uma série de outras substâncias, com o objetivo de eliminar ou minimizar sub produtos da reação do ácido com a rocha, ou com os fluidos da formação. AZ AZ
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Objetivo da operação:
Acidificação
Arenitos: o objetivo principal da operação é a eliminação do dano à formação observado, seja pela solubilização deste, seja pela criação de caminhos alternativos, que permitam o desvio do fluxo de produção/injeção da região danificada. Carbonatos: Estimulação da formação pela criação de canais alternativos AZ AZ
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Técnicas de Estimulação Canhoneios especiais Acidificação de matriz Fraturamento ácido Fraturamento hidráulico Skin frac 41
Fraturamento Ácido A condutividade é o resultado de canais residuais devido ao ataque ácido não homogêneo às paredes da fratura criada por um colchão não ácido.
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Técnicas de Estimulação Canhoneios especiais Acidificação de matriz Fraturamento ácido Fraturamento hidráulico Skin frac 44
Fraturamento Hidráulico Definição (clássica) Processo de fraturamento Fases do Fraturamento Definição moderna Razões práticas para o fraturamento Um pouco de história Projeto do fraturamento Modelagem Matemática Sequência Operacional Fraturamento Hoje Fluidos de Fraturamento Agente de sustentação 45
Fraturamento Hidráulico Definição (clássica) Processo de fraturamento Fases do Fraturamento Definição moderna Razões práticas para o fraturamento Um pouco de história Projeto do fraturamento Modelagem Matemática Sequência Operacional Fraturamento Hoje Fluidos de Fraturamento Agente de sustentação 46
Fraturamento Hidráulico
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FRATURAMENTO HIDRÁULICO Definição clássica Operação de estimulação em que, por meio da pressurização de um fluido, é iniciada e propagada uma fratura na rocha-reservatório. Incorporado a este fluido, é bombeado um material granular (agente de sustentação) que é alojado no interior da fratura. Ao final do bombeio, quando é atingido o comprimento final, a fratura se fecha sobre o agente de sustentação, sendo estabelecido um canal de alta permeabilidade para o fluxo de fluidos da formação para o poço. 48 PD PD
O processo do Fraturamento Hidráulico
+ Areia 20x40#
Gel (GG) 40# 49
O processo do Fraturamento Hidráulico
+
50
O PROCESSO DE FRATURAMENTO HIDRÁULICO
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VFR
O PROCESSO DE FRATURAMENTO HIDRÁULICO
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Fraturamento Convencional
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Fraturamento Hidráulico - Fases
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Fraturamento Hidráulico - Fases
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Fraturamento Hidráulico Definição (clássica) Processo de fraturamento Fases do Fraturamento Definição moderna Razões práticas para o fraturamento Um pouco de história Projeto do fraturamento Modelagem Matemática Sequência Operacional Fraturamento Hoje Fluidos de Fraturamento Agente de sustentação 56
FRATURAMENTO HIDRÁULICO Definição moderna: Ferramenta de gerenciamento de reservatórios: - Alteração de malha de drenagem - Gerenciamento da qualidade da água de injeção - Disposição de resíduos (sólidos e líquidos) - Aumento de reservas (! ? ) - Estimulação de baixas permeabilidades - Contenção de Areia 57
Alteração de malha de drenagem
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Alteração de malha de drenagem
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Alteração de malha de drenagem
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FRATURAMENTO HIDRÁULICO Definição moderna Ferramenta de gerenciamento de reservatórios: - Alteração de malha de drenagem - Gerenciamento da qualidade da água de injeção - Disposição de resíduos (sólidos e líquidos)
- Aumento de reservas (! ? ) - Estimulação - Contenção de areia 61
Aumento de reservas
tab
Np = ∫ Q(t ) dt o
62
Aumento de reservas tab
Np = ∫ Q(t ) dt o
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Aumento de reservas
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Aumento de reservas
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Fraturamento Hidráulico Definição (clássica) Processo de fraturamento Fases do Fraturamento Definição moderna Razões práticas para o fraturamento Um pouco de história Projeto do fraturamento Modelagem Matemática Sequência Operacional Fraturamento Hoje Fluidos de Fraturamento Agente de sustentação 66
Razões para o FRATURAMENTO HIDRÁULICO •Modificar o modelo de fluxo no reservatório •Ultrapassar regiões danificadas próximas ao poço •Conectar regiões de melhor permo-porosidade •Otimizar produção de reservatórios lenticulados •Conectar fraturas naturais •Aumentar a área de exposição (P & I) 67
PADRÕES DE FLUXO
Radial
Bilinear
Pseudo-Radial 68
Fraturamento Hidráulico Definição (clássica) Processo de fraturamento Fases do Fraturamento Definição moderna Razões práticas para o fraturamento Um pouco de história Projeto do fraturamento Modelagem Matemática Sequência Operacional Fraturamento Hoje Fluidos de Fraturamento Agente de sustentação 69
Um pouco de História… Evolução da Tecnologia de Fraturamento Hidráulico • Início : 1947 - técnica rudimentar de estimulação • 1950’s : primeiros modelos matemáticos • 1960’s: Evolução : fluidos, agentes de sustentação,
equipamentos, monitoração • 1970’s: Tigth gas e massive fracs • 1990’s: Ampliação do campo de aplicação : cenários
de alta permeabilidade e introdução do “fracpacking” •Maior quantidade de informações requeridas para
elaboração de projeto PD PD
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Um pouco de História… Três Gerações de Fraturamento
I - Ultrapassagem de dano II - Fraturamentos Massivos III – Formações de alta permeabilidade (IV – Gerenciamento de resrervatórios)
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Um pouco de História… Primeiro Fraturamento Chemicals & fluid
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Fonte: Economides and Nolte: Reservoir Stimulation 3rd Ed (RS 3).
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1 to 2 to 7MM-lb to Offshore
LFN 74
Cabine de controle de um barco de estimulação
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Fraturamento Hidráulico Definição (clássica) Processo de fraturamento Fases do Fraturamento Definição moderna Razões práticas para o fraturamento Um pouco de história Projeto do fraturamento Modelagem Matemática Sequência Operacional Fraturamento Hoje Fluidos de Fraturamento Agente de sustentação 76
Exemplos de Fraturas
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ASPECTOS DE PROJETO DO FRATURAMENTO Qual fratura?
Produção
Beneficio L1 L2 L3 Lucro Comprimento
Tempo
Volume
Custo Comprimento
Comprimento
Comprimento
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Parâmetro Básico
FCD=
wf k f kL
k
kf ⋅ wf xf
JLP JLP
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CONDUTIVIDADE ADIMENSIONAL DE FRATURA (FCD)
FCD =
wf k f kL
Para reservatórios de baixa permeabilidade é indicada uma fratura de pequena abertura e grande comprimento;
Para reservatórios de alta permeabilidade é indicada uma fratura de grande abertura e pequeno comprimento. 80
OTIMIZAÇÃO DE GEOMETRIA DE FRATURA
K
FCD =
K
k f ⋅ wf k ⋅ xf
JLP JLP
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FCD Otimizado
Alto FCD
Baixo FCD
L’ r ’w
r ’w
L’
FCD Otimizado ≈ 1,6 LFN LFN
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FRATURAMENTO TÍPICO – BAIXA PERMEABILIDADE
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FRATURAMENTO TÍPICO – ALTA PERMEABILIDADE
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Fraturamento Hidráulico Definição (clássica) Processo de fraturamento Fases do Fraturamento Definição moderna Razões práticas para o fraturamento Um pouco de história Projeto do fraturamento Modelagem Matemática - Testes de Calibração
Sequência Operacional Fraturamento Hoje Fluidos de Fraturamento Agente de sustentação
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Modelagem Matemática 1/ 5
Gq 3η 4 4 / 5 L(t ) = 0,6 t 4 (1 −ν )µ hf 1/ 4
(1 −ν )µq L G
w (0,t ) = 3
3 ∆Pw = hf
1/ 4
Gq µL 3 ( 1 − ν ) 3
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Modelagem Matemática Porque? - Conhecer o comportamento
da fratura - Otimização dos materiais - Redução de custos - Evitar produçaõ de fluidos
indesejáveis - Sobrevivência da técnica 87
Comportamento da Fratura 0.04 min Shale
TVD ft 15300
0.000 0.050 0.100
15400
0.200
15500
0.250
WIDTH in
0.150
0.300
15600
0.350 0.400
15700
0.450 Montoya
0.500 15800
9000 10000 11000 Stress (psi)
100
200
300 400 500 Fracture Penetration (ft)
600
700
88
Comportamento da Fratura 1.59 min Shale
TVD ft 15300
0.000 0.050 0.100
15400
0.200
15500
0.250
WIDTH in
0.150
0.300
15600
0.350 0.400
15700
0.450 Montoya
0.500 15800
9000 10000 11000 Stress (psi)
100
200
300 400 500 Fracture Penetration (ft)
600
700
89
Comportamento da Fratura 5.91 min Shale
TVD ft 15300
0.000 0.050 0.100
15400
0.200
15500
0.250
WIDTH in
0.150
0.300
15600
0.350 0.400
15700
0.450 Montoya
0.500 15800
9000 10000 11000 Stress (psi)
100
200
300 400 500 Fracture Penetration (ft)
600
700
90
Comportamento da Fratura 16.44 min Shale
TVD ft 15300
0.000 0.050 0.100
15400
0.200
15500
0.250
WIDTH in
0.150
0.300
15600
0.350 0.400
15700
0.450 Montoya
0.500 15800
9000 10000 11000 Stress (psi)
100
200
300 400 500 Fracture Penetration (ft)
600
700
91
Comportamento da Fratura 34.09 min Shale
TVD ft 15300
0.000 0.050 0.100
15400
0.200
15500
0.250
WIDTH in
0.150
0.300
15600
0.350 0.400
15700
0.450 Montoya
0.500 15800
9000 10000 11000 Stress (psi)
100
200
300 400 500 Fracture Penetration (ft)
600
700
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Comportamento da Fratura 62.04 min Shale
TVD ft 15300
0.000 0.050 0.100
15400
0.200
15500
0.250
WIDTH in
0.150
0.300
15600
0.350 0.400
15700
0.450 Montoya
0.500 15800
9000 10000 11000 Stress (psi)
100
200
300 400 500 Fracture Penetration (ft)
600
700
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Comportamento da Fratura 85.84 min Shale
TVD ft 15300
0.000 0.050 0.100
15400
0.200
15500
0.250
WIDTH in
0.150
0.300
15600
0.350 0.400
15700
0.450 Montoya
0.500 15800
9000 10000 11000 Stress (psi)
100
200
300 400 500 Fracture Penetration (ft)
600
700
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Sobrevivência da Técnica
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Modelagem Matemática 1/ 5
Gq3η4 4/ 5 L(t ) = 0,6 t 4 (1−ν )µ hf
Dados de: Rocha Fluido
1/ 4
(1−ν )µq L w (0,t ) = 3 G
Poço Reservatório
∆Pw =
3 hf
1/ 4
Gq µL 3 ( 1 − ν ) 3
Bombeio
Característica da Fratura (H, L, w, Pf) 96
Modelagem Matemática Dados de Rocha Tensão horizontal mínima Poisson Young Direção da Fratura Fluido Eficiência do Fluido
97
Parâmetros Fundamentais
98
Módulos de Young e Poisson Teste uniaxial
σ xx
F = A
σ xx E= ε xx
F A ∆l
l D
∆D/2
∆l ε xx = l
ε yy
∆D = D
ε yy ν =− ε xx 99
MÓDULO DE ELASTICIDADE LINEAR (E)
σx
σx
Também chamado de
σ E= ε
módulo de Young, é a constante de proporcionalidade entre a tensão aplicada (σ) e o alongamento longitudinal relativo (ε) na mesma
σx
direção, permanecendo
E
constante as tensões nas
1 εX
outras direções 100
(Overburden)
TENSÕES PRINCIPAIS
σ vert
Z
σ Hor . σ hor .
Y X
101
Tensões Principais
σv = [(1−φ) ρR + φρF ] H σh =
ν 1 −ν
(σ
v
Onde:
− Pp ) + Pp σv φ ρR ρF
Tensão de Sobrecarga Porosidade Massa Específica da Rocha Massa Específica do Fluido
102
Direção da Fratura Princípio da menor resistência
Mínima Tensão Principal
Fratura Horizontal
Fratura Vertical
103
Parâmetros Fundamentais
104
Conceito de Eficiência
Vf
Lwh η= = Vi Qt
105
FILTRAÇÃO 3 regiões de filtração – – –
Cw: reboco Cv: zona invadida Cc: reservatório
∆pt = ∆pw + ∆pv + ∆pc Ct =
2 C c Cv C w Cv C w + C w2 Cv2 + 4 Cc2 ( Cv2 + C w2 )
m kFφ∆p kφcR ; Cc = 0,00118 Cw = 0,0164 ; Cv = 0,00148 µF µR A 106
DETERMINAÇÃO DOS PARÂMETROS FUNDAMENTAIS
Testes de Calibração • • •
TI SRT Minifrac
107
Teste de Injetividade Teste final dos equipamentos Verificar conectividade do poço Estimativa inicial da Pc Estimativa da permeabilidade Em poços de alta temperatura, resfriar a
formação
108
Step Rate Test (SRT) Pp Qp Estimativa inicial da Pc Perda de Carga
109
SRT
110
SRT
111
SRT - Interpretação
112
Teste de Calibração: Minifrac
113
Minifrac
114
Interpretação do minifrac
115
Interpretação do minifrac
116
Fraturamento Hidráulico Definição (clássica) Processo de fraturamento Fases do Fraturamento Definição moderna Razões práticas para o fraturamento Um pouco de história Projeto do fraturamento Modelagem Matemática Sequência Operacional Fraturamento Hoje Fluidos de Fraturamento Agente de sustentação 117
SEQUÊNCIA DE UM FRATURAMENTO TÍPICO Condicionamento do poço Canhoneio Instalação da coluna de trabalho Condicionamento da Coluna Acidificação para limpeza dos canhoneados Testes de Calibração TI SRT SDT Minifrac Coleta dos dados (anular ou fundo) Redenho do tratamento Bombeio do Tratamento Reversa Retirada da Coluna de Trabalho
118
Coluna De Fraturamento
119
BOMBEIO DE UM FRATURAMENTO TÍPICO
Um colchão de gel reticulado, sem propante Um colchão de gel e propante a 1 lb/gal Um colchão de gel e propante em rampa, de 1 até 6-12 lb/gal Um colchão de gel e propante a 6-12 lb/gal Deslocamento
120
FRACPACK – EXEMPLO DE UM TSO
121
Fraturamento Hidráulico Definição (clássica) Processo de fraturamento Fases do Fraturamento Definição moderna Razões práticas para o fraturamento Um pouco de história Projeto do fraturamento Modelagem Matemática Sequência Operacional Fraturamento Hoje Fluidos de Fraturamento Agente de sustentação 122
FRATURAMENTO HIDRÁULICO HOJE
Baixas Permeabilidades - Estimulação
Altas Permeabilidades -
Contenção de areia 123
Fracpack – Definição Fraturamento de alta permeabilidade bombeado com as telas de contenção de areia instaladas
124
TIP SCREEN OUT (TSO)
125
Tip screen out: animação
POÇO
126
FRATURAMENTO HIDRÁULICO HOJE
Baixas Permeabilidades - Estimulação (não convencionais)
Altas Permeabilidades -
Contenção de areia
127
FRATURAMENTO EM UM POÇO HORIZONTAL Perfurado na Direção da Maior Tensão Horizontal KOP
σ H min
σ H min Fonte: USA, Halliburton Energy Services. Services. Simulation Technology Review. Vol.1. Houston : Halliburton Energy Services. Services. Pg.06, 1994.
Lf
σ H max 128
FRATURAMENTO EM UM POÇO HORIZONTAL Perfurado na Direção da Menor Tensão Horizontal
KOP
Fratura Hidráulica
σ H max
σ H max
Fonte: USA, Halliburton Energy Services. Services. Simulation Technology Review. Vol.1. Houston : Halliburton Energy Services. Services. Pg. 05, 1994.
D
Pay
σ H min 129
Horizontal aberto e multifraturado Fraturamento por Hidrojateamento
SurgiFrac™
130
Horizontais abertos multifraturados
SurgiFrac™ 131
Fraturamento por Hidrojateamento
1ª Utilização no Brasil - 2004 132
HRMF Poços horizontais revestidos multifraturados (2005)
133
HRMF: Corte transversal
134
Poço Vertical - Water-Frac Plan View of Microseismic Map
1500
Stimulated Reservoir Volume (SRV) controls production
1000
South-North (ft)
500
0
Observation Well
-500
-1000
-1500
-2000
-2500
-3000 -1000
-500
0
500
1000
1500
West-East (ft)
2000
2500
3000 135
Waterfrac x Fraturamento com gel
FRATURAMENTO COMPLEXO
136
Fraturamento Hidráulico Definição (clássica) Processo de fraturamento Fases do Fraturamento Definição moderna Razões práticas para o fraturamento Um pouco de história Projeto do fraturamento Modelagem Matemática Sequência Operacional Fraturamento Hoje Fluidos de Fraturamento Agente de sustentação 137
FLUIDOS DO FRATURAMENTO
Funções: • Abrir e propagar a fratura; • Transportar o A. S. Características: • Apresentar baixa perda por fricção; • Prover o controle da perda de fluido; • Não danificar a formação ou os fluidos nela contidos; • Econômico. JLP JLP
138
QUAL É O FLUIDO IDEAL? Deve formar reboco para reduzir as perdas de fluidos, porém deve minimizar o dano no agente de sustentação e nas faces da fratura; Deve ter: - Baixa viscosidade na coluna para reduzir as perdas de carga por fricção; - Alta viscosidade durante a propagação e fechamento da fratura para evitar a decantação do agente sustentação; - Baixa viscosidade após fechamento para facilitar a limpeza do poço. JLP JLP
139
FLUIDOS BASE ÁGUA Principais Aditivos: Gelificante; Reticulador; Ativador; Quebrador; Controladores de Filtrado; Surfactante; Estabilizador de Argila; Estabilizadores Térmicos. JLP JLP
140
ADITIVOS USADOS NOS FLUIDOS DE FRATURAMENTO Gelificantes “São polímeros usados para dar viscosidade ao fluido.” -
Goma Guar; Hidroxipropil Guar (HPG); Hidroxietil Celulose (HEC); Carboximetil Celulose (CMC); Goma Xantana (GX); Poliacrilamida.
Desemulsificantes “São surfactantes tensoativos que devem ser adicionados ao fluido de fraturamento com o objetivo de evitar a formação de emulsão entre o fluido de fraturamento e o fluido da formação” JLP JLP
141
OBTENÇÃO DO GOMA GUAR
JLP JLP
142
ESTRUTURA QUÍMICA DO GOMA GUAR
JLP JLP
143
RETICULADORES Definição: “São produtos químicos capazes de doar ao fluido de fraturamento propriedades reológicas adequadas ao carreamento do A.S., através da formação de ligações cruzadas.” Fluidos Base Água Ácido Bórico; Titanato de Trietanolamina; Piroantimoniato de Potássio; Lactato de Zircônio. Fluidos Base Óleo Sal básico de alumínio JLP JLP
144
RETICULADORES (crosslinkers)
JLP JLP
145
CARACTERÍSTICAS DOS FLUIDOS À BASE DE HPG RETICULADOS Borato
Complexos de Ti e Zr
Reticulação rápida
Taxa de Reticulação Controlada
Reticulação Reversível
Reticulação Permanente
Não degrada com o Cisalhamento Sensível ao Cisalhamento Limite Temperatura: 325 – 400º Limite Temperatura: 325º F F Perda de Carga Reduzida devido Elevada perda de Carga ao Retardamento da Reticulação PH requerido para Reticulação ( 8 – 12)
PH para Reticulação Variável (3 –11)
JLP JLP
146
ADITIVOS DO FLUIDO DE FRATURAMENTO ATIVADORES
QUEBRADORES
São produtos químicos encarregados de iniciar e controlar a reticulação, normalmente através do controle do PH
São utilizados na fluido de Fraturamento com a finalidade de reduzir sua viscosidade após o término do tratamento e fechamento da fratura.
Soda Cáustica;
Enzimas; Oxidantes : Persulfato de
Ácido Acético; Bicarbonato de Sódio; Ácido Fumárico, Cítrico,
Amônia e Sódio; Ácidos
Fórmico. JLP JLP
147
QUEBRADORES Definição: “Um gel é considerado quebrado quando sua viscosidade aparente é menor que 16 cp a uma taxa de deformação de 170 s-1 (100 RPM).” Ruptura da Cadeia Polímerica em Cadeia Menores
Redução da Viscosidade T > 225º F T < 225º F
Quebra Térmica Uso de Quebradores Químicos
Quebradores Químicos: Enzimas (pH entre 5 e 8; T < 225º F); Oxidantes (Persulfatos; 150º F < T < 225º F); Ácidos (Fluidos Base Óleo; T > 100 ºF). JLP JLP
148
CONTROLADORES DE FILTRADO Definição: “São usados para reduzir a perda de fluido para a formação do bloqueio dos poros da rocha pela formação do reboco.” • Inertes : Pó de Sílica; • Solúveis em Óleo/Gás : Resinas; • Solúveis em Água : Ácido Benzóico, Sal. Estabilizadores de Argila: “São usados para inibir o inchamento e migração das argilas.” Outros: “Antiespumante, Bactericida, Agente Divergentes, Álcool e Estabilizadores Térmicos.” JLP JLP
149
Fluido de Fraturamentos: Surfactante Viscoelástico (VES) CAP
150
Surfactante Viscoelástico Obtido a partir de saponificação interrompida Surfactante aniônico A viscosidade do fluido depende do grau de saponificação – (Concentração saponificante) CAP
151
Fraturamento Hidráulico Definição (clássica) Processo de fraturamento Fases do Fraturamento Definição moderna Razões práticas para o fraturamento Um pouco de história Projeto do fraturamento Modelagem Matemática Fluidos de Fraturamento Agente de sustentação 152
AGENTE DE SUSTENTAÇÃO Propriedade Físicas que Influenciam a Condutividade Tamanho dos Grãos; Distribuição Granulométrica; Arredondamento e Esfericidade; Resistência ao Esmagamento; Qualidade do Agente; Densidade dos Grãos. Fotos PD PD
153
Brady 12/20
Ottawa 20/40
Oglebay 30/50 154
Ceramic 1 20/40
Ceramic 2 20/40
Ceramic 3 20/40 155
Resin –Coated Proppants
16/20
20/40
156
AREIA • Primeiras operações : EUA, 1940’s – areia bruta (Arkansas River) • 1950’s – maior rigor nos requisitos – areias mais bem selecionadas • a partir de 1958 : utilização de areias retiradas de afloramentos consolidados – primeiros processos de lavagem, esmagamento e peneiramento • Areias de fraturamento na atulidade : norma API RP 56 • Utilização para baixas tensões confinantes • No Brasil : atualmente pouco utilizada PD PD
157
BAUXITA SINTERIZADA : • Agente de sustentação de alta densidade : alta resistência ao esmagamento • Grande resistência a altas temperaturas e tensões confinantes • Boa esfericidade e arredondamento • Alto custo comparado à areia
PD PD
158
CERÂMICA SINTERIZADA : • Agente de sustentação de densidade intermediária • Resistência ao esmagamento um pouco menor do que a bauxita sinterizada • Excelente esfericidade e arredondamento • Custo ligeiramente superior à bauxita • Boa condutividade, mesmo após o esmagamento
PD PD
159
AREIA RESINADA : • Para formações inconsolidadas • Resistência ao esmagamento um pouco acima da areia comum • Auxilia a retenção do propante na fratura durante a vida produtiva do poço
PD PD
160
Obrigado aos colegas: AZ – Alexandre Zacarias JLP – Jose de Paula LFN – Luiz Neumann MR – Marcos Rosolen PD – Paulo Dore
161
is Dúvidas a M
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