Ementa Introdução
Fraturamento Hidráulico Fundamentos Mecânica da Fratura
Conceitos Básicos de FH
Modelos de Geometria de Fratura
Projeto de FH
Aspectos Operacionais
Análise de Pressões em Operações de FH
Previsão de Produtividade de Poços Fraturados
Aplicações de FH
Acidificação Matricial
Fraturamento Ácido
HPF Alta filtração e as areias inconsolidadas associadas às
formações de alta permeabilidade dificultam a iniciação e extensão de uma fratura com abertura suficiente para aceitar um volume de propante aceitável.
Permeabilidade Gás Óleo
Baixa k < 0,5 mD k < 5 mD
Moderada 0,5mD < k < 5 mD 5 mD < k < 50 mD
Alta k > 5 mD k > 50 mD
HPF Solução: Técnica do tip screenout (TSO)
Impede o crescimento lateral da fratura e possibilita sua inflação (alargamento) e empacotamento.
Resultado: fraturas curtas, porém largas
Propagação convencional: 𝑤 ≈ 14 polegada
Tratamentos TSO: 𝑤 ≥ 1 polegada
Frac-pack Método de controle de areia
(frack-pack):
Exclusão de areia:
Aparato de filtragem (telas e gravel-pack)
Controle e migração de areia:
O método do TSO reduz a velocidade de fluxo na formação, devido ao embuchamento, evitando a migração de finos para o pacote de propante e para as telas, evitando danos
Filtração Filtração e balanço volumétrico na fratura:
O polímero do fluido de fraturamento é responsável por impedir a perda de fluido para o reservatório
Reboco (filter cake): Película de polímero
Zona invadida (filtrado)
Filtração Mecanismo de filtração (1 eq. de Carter):
𝑣𝐿 =𝐶𝐿
𝑡
𝑣𝐿 velocidade de filtração
𝐶𝐿 coeficiente de filtração (leakoff)
t tempo de exposição ao fluxo
Integrando a eq de Carter no tempo: 𝑉𝐿
𝐴𝐿=2 𝐶𝐿 𝑡+ 𝑆𝑝
𝑉𝐿 volume que passa pela área 𝐴𝐿 durante o tempo t (Vleakoff)
𝑆𝑝 coeficiente de perda inicial (spurt loss)
𝐶𝐿 𝑒 𝑆𝑝 obtidos por testes em laboratórios ou testes de campo
Fluidos para HPF Preocupação com dano à formação tanto pela
formação do reboco quanto pela invasão de filtrado.
Fluidos:
HEC (hidroxietilcelulose)derivado celulose
HPG (hidroxipropilguar)polimérico
VES (surfactante viscoelástico)possui alto custo, vulnerabilidade térmica (até 240ºF), mas não gera reboco e não precisa de aditivo de quebra, a viscosidade degrada quando em contato com o óleo da formação
Propante para HPF Dilema:
Dimensionar o propante para atender especificações de exclusão de areia ou maximizar a condutividade da fratura?
Tratamento HPF típico emprega propante:
Areia 20/40 mesh
U.S.
Mesh Size Gravel Size (in.)
Approximate Median
Diameter (in.)
40/60 0.010 x 0.017 0.014
20/40 0.017 x 0.033 0.025
16/30 0.023 x 0.047 0.035
12/20 0.033 x 0.066 0.050
8/12 0.066 x 0.094 0.080
6/10 0.079 x 0.132 0.106
Propante para HPF Projeto usa critérios de gravel-pack:
Saucier: 𝐷𝑔,min = 4 ∙ 𝐷𝑓50
𝐷𝑔,m𝑎𝑥 = 8 ∙ 𝐷𝑓50
𝐷𝑓50Diâmetro da partícula da formação (análise de
peneira)
Relação de granulometria > 6 apresenta uma rápida perda da permeabilidade. Caso a relação seja maior que 14, a areia não é mais contida. Logo, Saucier recomenda que “o tamanho médio do grão do gravel seja até 6 vezes maior que o tamanho médio do grão de areia da formação”.
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