Técnicas_de_Fraturamento_2022_1 (1)

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UNIVERSIDADE FEDERAL DE SERGIPE
CENTRO DE CIÊNCIAS EXATAS E TECNOLOGIA
NÚCLEO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO 
NUPETRO
Profo DSc. José Bezerra de Almeida Neto
São Cristóvão – SE
Setembro - 2022
O fraturamento hidráulico consiste em abrir
fraturas e mantê-las abertas nas zonas de interesse
para aumentar a produtividade ou injetividade dos
poços.
Porque fraturar?
• Aumentar a produtividade do poço ;
• Ultrapassar o dano à formação. Após um
fraturamento com sucesso, qualquer dano de poço é
eliminado;
• Modifica radicalmente o perfil de fluxo para o poço;
• Gerar novo skin (pseudo) e novo índice de
produtividade.
Definições
• FRACPACK ou frac-and-pack é uma técnica de
contenção de areia da formação que reduz as perdas de
carga no pacote de cerâmica pela transposição da região
danificada através da criação de uma fratura curta e
grossa, geralmente com a coluna de gravel já instalada.
• A ferramenta dedicada para FRACPACK de uma
companhia de serviços geralmente equivalente a uma
ferramenta de gravel-pack e é desenhada para suportar
as pressões e a erosão que caracterizam o bombeio do
agente de sustentação (propante) nas altas vazões e
concentrações.
Definições
• Testes de Calibração são pequenos bombeios, antes de
um fraturamento hidráulico ou de um FRACPACK ,
realizados para se obter informações complementares da
formação que será fraturada. Geralmente é composto de
um step rate test e de um Minifrac.
• Minifrac é o bombeio de uma determinada quantidade do
fluido de fraturamento, geralmente gel reticulado, para se
criar uma fratura e, após cessar o bombeio, observar o
declínio de pressão. A análise do Minifrac fornece a
pressão de fechamento da fratura (Pc), a eficiência do
fluido de fraturamento e o seu coeficiente de filtrado (cw).
Definições
• Registro de Superfície é o conjunto de dados – tempo,
vazão de bombeio, pressão de superfície, pressão de
anular e concentração de propante – fornecido pela
companhia de serviço em um arquivo eletrônico.
• Registro de pressão de fundo é o registro da pressão de
fundo (BHP) retirado de um sensor de pressão
geralmente instalado na extremidade da coluna de
trabalho ou através da transmissão da pressão de fundo
pelo anular do poço e choke line.
• Sincronização é a criação de um arquivo onde a pressão
de fundo está sincronizada com a vazão de bombeio do
registro de superfície.
Regras Complementares
• Controle da desagregação de areia;
• Redução da migração de finos e produção de
asfalteno;
• Redução do cone de água;
• Melhorar a comunicação entre o reservatório e
o poço.
Regimes de Fluxo na Fratura 
Fratura Vertical – Poço vertical 
Fluxo Linear 
Fluxo Bilinear
Fluxo Linear na Formação
Fluxo Elíptico ou de Transição
Fluxo Pseudo-radial
Regras para Fraturamento
Permeabilidade Gás Óleo
Baixa k< 0,5 mD K< 5 mD
Moderada 0,5<k<5 mD 5<k<50 mD
Alta K> 5 mD K> 50 mD
Regras para Fraturamento
Para reservatórios de alta permeabilidade, fraturas de
grande abertura são essenciais para se obter
produtividades adequadas.
Nos últimos anos, uma técnica denominada “tip screenout”
(TSO) tem sido empregada, o que permite bloquear
deliberadamente o crescimento lateral da fratura, inflando
sua abertura e aumentando, dessa forma, sua
produtividade.
Regras para Fraturamento
Para um mesmo volume de propante injetado em uma
formação, um poço alcançará sua maior produtividade /
injetividade quando sua condutividade adimensional se
situar em torno da unidade.
Uma condutividade adimensional de fratura unitária (ou
mais precisamente de 1,6) é o ponto físico ótimo para
tratamentos que não envolvem quantidades muito elevadas
de propante.
Regras para Fraturamento
Valores superiores de condutividade adimensional de
fratura resultarão em comprimentos de fratura inferiores ao
ótimo, restringindo desnecessariamente o fluxo do
reservatório para a fratura.
Valores de condutividade adimensional de fratura inferiores
à unidade significam aberturas de fratura menores que a
ótima e, consequentemente, restrição ao fluxo dentro da
fratura.
Seleção do Agente de Sustentação 
(permeabilidade afetada pela pressão)
6
8
10
15
20
0 5 10 15 20 25
Areia
Areia Resinada
Cerâmica – Resist. Intermed
Bauxita – Resist. Intermed.
Bauxita – Alta Resistência
Tensão de Confinamento (kpsi)
Seguro
Perda considerável 
da permeabilidade 
do pacote
Como a tensão de fechamento é o principal parâmetro na seleção do
agente de sustentação (propante) mais adequado a um dado trabalho, a
figura abaixo mostra um guia para seleção baseado nele.
Seleção do Agente de Sustentação 
Condutividade da Fratura e do Propante
O principal trabalho do propante é sustentar a fratura formada a partir do
processo de formação da fratura e fornecer boa condutividade pois os fluidos
migrarem para o poço. Existem alguns parâmetros para estabelecer as seleções
de propante. São eles:
• Resistência do propante;
• Forma do propante (resistência e esfericidade);
• Tipo do propante;
• Granulometria do propante;
• Transporte do propante;
• Densidade do propante.
O estresse do fechamento da fratura afeta a condutividade efetiva da mesma,
pois o estresse torna o propante compacto.
Diâmetro da partícula 
(pol) 
Diâmetro da partícula 
(mm) 
 
API mesh size 
Maior Menor Maior Menor 
6/12 0,1320 0,0661 3,36 1,68 
8/16 0,0937 0,0469 2,38 1,19 
12/20 0,0661 0,0331 1,68 0,841 
16/30 0,0469 0,0232 1,19 0,595 
20/40 0,0331 0,0165 0,841 0,420 
30/50 0,0232 0,0117 0,595 0,297 
40/70 0,0165 0,0083 0,420 0,210 
70/140 0,0083 0,0041 0,210 0,104 
 
Especificação API para Areias
Permeabilidade de Laboratório de Propantes
Selecionados a 6000 psi
(Altamente otimista, água c/ KCl)
Agente de Sustentação Permeability (mD)
20/40 Ottawa Areia 150,000
12/20 Texas Brown 200,000
20/40 ISP, Cerâmica 310,000
20/40 HS, Bauxita 370,000
Brady 12/20
Ottawa 20/40
Oglebay 30/50
Ceramic 3
20/40
Ceramic 2
20/40
Ceramic 1
20/40
16/20
20/40
Agentes de Sustentação Resinados
16/20
Tipos de Fluidos de Fraturamento
Fluidos de Fraturamento
Aditivos de Fluidos de Fraturamento
Quebradores
Seleção de Propante
Os agentes usados para manter a fratura aberta depois que a pressão usada na
geração da fratura é descarregada são denominados agentes de sustentação ou
propantes.
Sua resistência é um parâmetro de crucial importância neste processo.
O propante deve ser resistente o suficiente para suportar a tensão de fechamento,
senão a condutividade do material esmagado será consideravelmente menor que o
valor projetado (tanto a abertura quanto a permeabilidade do material decresce).
Outros fatores considerados no processo de seleção são tamanho, forma e
composição.
Seleção de Propante
Há duas categorias básicas de propante: as areias naturais e as cerâmicas e bauxitas
manufaturadas.
As areias são usadas em aplicações que requerem menores tensões (até
aproximadamente 2000 m, preferencialmente menos que isto).
Os propantes manufaturados são usados em situações de altas tensões, geralmente
em formações mais profundas que 2500 m.
Entre estes valores, o fator que define o agente é a magnitude da tensão de
fechamento.
Seleção de Propante
As três formas de aumentar a condutividade da fratura são:
(1) Aumentar a concentração de propante para gerar uma fratura mais larga;
(2) Usar propantes de maior diâmetro para produzir fraturas mais permeáveis;
(3) Modificar o tipo de propante para ganhar mais resistência.
Seleção de Propante
As figuras abaixo ilustram os três métodos de aumento de condutividade pela
escolha do agente de sustentação (propante):
Figura A - Condutividade da fratura para várias concentrações areais de propante.
Seleção de Propante
Figura B - Condutividade da fratura para várias classes de mesh.
Seleção de Propante
Figura C - Condutividade da fratura para várias classes de propante.
O teste de tensão de microfraturamento (microfrac) determina a magnitude
da mínimatensão principal in situ da formação.
O teste geralmente é realizado bombeando fluido pressurizado em uma
pequena e isolada zona (1 a 5 m) a baixas vazões (1 a 25 gal/min).
A mínima tensão principal in situ pode ser determinada do declínio de
pressão registrado após o final do bombeio ou no aumento da tensão no
início do ciclo de injeção.
A pressão de fechamento da fratura e a pressão de reabertura da fratura
são boas aproximações para a mínima tensão principal in situ.
Microfraturamento
O teste mais importante efetuado na locação antes do tratamento principal
é conhecido como minifrac, ou teste de calibração de fratura.
O minifrac é, na realidade, um teste de bombeio e fechamento com volumes
de fluido na casa dos milhares de galões.
A informação obtida em um minifrac compreende a pressão de fechamento
(pc), a pressão líquida (pnet), e condições de entrada (canhoneios e
vizinhanças do poço).
O declínio da curva de pressão é usado para se obter o coeficiente de
filtração para uma dada geometria de fratura.
A figura seguinte ilustra os pontos importantes de uma curva de resposta
típica registrada durante as atividades de calibração.
Minifrac
Minifrac
Figura D – Pontos importantes de uma curva de pressão de resposta: 1) quebra da formação; 2) propagação; 3)
fechamento instantâneo; 4) pressão de fechamento do declínio; 5) reabertura; 6) pressão de fechamento do flowback;
7) pressão assintótica de reservatório; 8) pressão de fechamento de “rebound”
Minifrac
O projeto do minifrac deve se basear no projeto inicial de tratamento.
O objetivo projetado para o minifrac é que ele seja o mais representativo
possível do tratamento principal.
Para ser alcançado, deve criar geometria representativa à pretendida pelo
tratamento, e obter uma pressão de fechamento observável na curva de
declínio de pressão.
O minifrac mais representativo seria aquele com vazão e volume iguais ao do
tratamento, mas isso geralmente não é uma solução prática.
Vários critérios conflitantes de projeto devem ser balanceados, como o volume
do minifrac, a geometria da fratura criada, o dano à formação, um tempo
razoável de fechamento, e o custo de materiais e de pessoal.
Minifrac
O fechamento da fratura é tipicamente selecionado do exame de diversas
curvas diferentes resultantes do processamento da curva de declínio de
pressão, integrado, se disponível, ao conhecimento existente da área, como a
partir de testes de microfrac.
Uma complicação adicional é que os efeitos de temperatura e
compressibilidade podem causar variações na pressão.
Contudo, com a ajuda de um programa de análise, uma curva de declínio com
temperatura corrigida pode ser gerada, e todas as demais interpretações dos
diferentes tipos de plots permanecem válidas (Soliman, 1986).
O conceito original da análise do declínio de pressão se baseia na observação
que durante o processo de fechamento a taxa de declínio da pressão contém
informações úteis sobre a intensidade do processo de filtração (Nolte, 1979;
Soliman & Daneshy, 1991) em contraposição ao período de bombeio, quando a
pressão é afetada por muitos outros fatores.
Dimensionamento - FH
No projeto unificado de fraturamento, onde tanto as formações de baixa quanto
as de alta permeabilidade são consideradas, a melhor variável simples para
caracterizar o tamanho da fratura criada é o volume de propante colocado no
horizonte produtor (zona). Obviamente, o volume total de propante colocado na
zona produtora é sempre menor que o volume bombeado.
Na prática, dimensionar um tratamento equivale a quantificar o volume de
propante bombeado.
Ao dimensionar um tratamento, o engenheiro deve levar em conta que um
aumento de volume de propante programado por uma certa quantidade x não
leva, necessariamente, a um aumento da mesma quantidade de propante na
zona produtora.
A relação entre estes dois volumes de propante – o colocado na zona
produtora pelo total bombeado – será chamada eficiência volumétrica do
propante.
Dimensionamento - FH
O fator mais crítico na determinação da eficiência volumétrica do propante é a
relação entre a altura de fratura criada e a espessura permeável da formação.
O crescimento exagerado da altura da fratura limita a eficiência volumétrica do
propante, e isso geralmente deve ser evitado.
A possibilidade de interceptar um contacto de água próximo é outra importante
razão para evitar um excessivo crescimento de altura.
Existe um tamanho ótimo de tratamento, o ponto no qual o VPL de lucro
incremental, confrontado com os custos de tratamento, atinge um máximo.
O tamanho ótimo pode ser determinado caso esteja disponível algum método
para prever o aumento máximo possível de produtividade para uma certa
quantidade de propante.
Dimensionamento - FH
O projeto unificado de fraturamento hidráulico usa extensivamente este fato,
dado que o máximo aumento de produtividade já está determinado pelo volume
de propante na zona.
Muitos detalhes operacionais podem ser incorporados na análise pela básica
decisão do tamanho do tratamento, possibilitando um processo de projeto
simples e robusto.
Portanto, emprega-se o conceito de volume de propante na zona permeável
como uma variável chave de decisão na fase de dimensionamento do
procedimento de projeto unificado de fraturamento.
Para usá-lo corretamente, a quantidade de propante indicado e a eficiência
volumétrica do propante devem ser determinados.
Dimensionamento - FH
A utilidade do fraturamento de alta permeabilidade extrapola os óbvios
benefícios resultantes da restauração da produtividade pela transposição do
dano e alcança o controle de areia (sand control).
Contudo, no HPF isso não se refere apenas à retenção mecânica de partículas,
mas também ao controle da “desconsolidação”.
Cada vez mais, a estabilidade de poço, poços horizontais e fraturamentos
hidráulico devem ser encarados numa abordagem holística.
Estratégias pró-ativas de completação de poços são críticas à estabilidade de
poços e controle de areia para reduzir o drawdown de pressão e obtenção de
taxas economicamente atrativas.
Análise de Tratamento
A pressão de fraturamento é geralmente a única informação direta da evolução
da fratura durante o tratamento.
Assim, a interpretação desta pressão e as decisões subsequentes
(dependentes do resultado da interpretação) são algumas das principais
responsabilidades do engenheiro de fraturamento.
Um gráfico log-log da pressão de tratamento de fundo contra o tempo sugerido
por Nolte & Smith (1981) é usado para este propósito.
Análise de Tratamento
Primeiramente, a ocorrência dos principais eventos (mudanças na vazão de
injeção, qualidade do fluido, concentração de propante) deve ser indicada
como na figura abaixo.
Figura E - Tipos de resposta da pressão de
tratamento em ordem de crescente perigo de
embuchamento, Plot Nolte-Smith (Conway et
al., 1985).
BHTP = Pw+Ph-Ppf
Análise de Tratamento
A utilidade do fraturamento de alta permeabilidade extrapola os óbvios
benefícios resultantes da restauração da produtividade pela transposição do
dano e alcança o controle de areia (sand control).
Contudo, no HPF isso não se refere apenas à retenção mecânica de partículas,
mas também ao controle da “desconsolidação”.
Cada vez mais, a estabilidade de poço, poços horizontais e fraturamentos
hidráulico devem ser encarados numa abordagem holística.
Estratégias pró-ativas de completação de poços são críticas à estabilidade de
poços e controle de areia para reduzir o drawdown de pressão e obtenção de
taxas economicamente atrativas.
O reconhecimento de reservatórios candidatos para uma correta configuração
de poço é o elemento-chave. Passos necessários na seleção de candidatos
incluem engenharia de reservatório adequada, caracterização da formação,
cálculos de estabilidade de poço e a combinação de previsões de produção
com potencial produção de areia.
Estimulação
1 lb/gal
concentrada
até 9 lb/gal
9 lb/gal
3 a 9 lb/gal
Decantação 
do Propante
6 a 9lb/gal 2 a
9 lb/gal
Fraturamento Hidráulico - Estágios de Bombeio
Canhoneio convencional utilizando packer seletivo
• Recanhoneio em poços vertical e/ou direcional;
• Intervenção thru-tubing;
• Limitação de profundidade - 2286 m;
• Diâmetro do FT: de 2 3/8” a 2 7/8”OD;
• Revestimento: 4 ½” e 5 ½”OD;
•Espaçamento de até 5,5 m;
• Refraturamentos;
• Acima de 10000 poços tratados nos EUA.
Técnicas de Fraturamento
Shale Gas
Jet Max Frac
• Sem limitação de profundidade e temperatura;
• Utiliza FT de 1 ¾”OD ou maior;
• COP de 3 ½”OD ou maior;
• Não utiliza packers ou BPR’s.
Técnicas de Fraturamento
Hydra Jet Tool
4 – 3/16” Jets 180 Degree Phased
6” Apart, 2 each side staggered arrangement
2’ Spacing top to bottom jet
2000 to 2500 psi pressure drop across jets
Jet Frac
• Em revestimentos cimentados e não perfurados (4
1/2”, 5 1/2”, 7”OD);
• Utiliza a compressão sobre o packer para efetuar a
divergência;
• Perfura através de hidrojateamento.
Técnicas de Fraturamento
Jet Frac
• Em revestimentos cimentados e não perfurados (4
1/2”, 5 1/2”, 7”OD);
• Utiliza a compressão sobre o BPR’s para efetuar a
divergência;
• Perfura através de hidrojateamento.
Técnicas de Fraturamento
3 ½”OD Tubing 11 bpm
4 ½”OD Casing 25 bpm
5 ½”OD Casing 36 bpm
7”OD Casing 55 bpm
Velocidade Máxima do FT - 20 pés/seg
VAZÕES ATINGIDAS NO ANULAR UTILIZANDO FT – 1 ¾”OD
Equipamentos – FH
Fraturamento Ácido
Num fraturamento ácido, o ácido é bombeado a uma taxa alta o suficiente
para gerar a pressão necessária para fraturar a formação. O ácido reage
com a face da fratura desgastando-a diferencialmente (etching).
As áreas desgastadas formam canais condutivos que permitem o fluxo
mesmo após o fechamento da fratura.
O fraturamento ácido difere do hidráulico na reatividade do fluido de
fraturamento (primeiro) e no propante colocado para a manutenção da
condutividade (segundo).
Como regra geral, o fraturamento ácido é usado em formações com
solubilidade ao ácido clorídrico superior a 80%. Carbonatos de baixa
permeabilidade (< 20 mD) são os melhores candidatos a estes tratamentos.
A perda de fluido para a matriz e as fraturas naturais podem ser mais bem
controladas em formações de baixa permeabilidade.
Fraturamento Ácido
Um fraturamento ácido convencional envolve o bombeio de um sistema
ácido após o fraturamento.
Ele pode ser precedido por um volume não-ácido (preflush) e geralmente é
complementado por um volume deste tipo (overflush).
A técnica de acidificação de fratura fechada - closed-fracture acidizing (CFA)
– melhora a condutividade da fratura.
Ela é usada em conjunto com uma fratura existente na formação.
Esta pode ser natural, criada previamente ou induzida hidraulicamente antes
do tratamento CFA.
Este tratamento consiste do bombeio de ácido a baixas vazões abaixo da
pressão de fratura num poço fraturado.
Fraturamento Ácido
O ácido flui preferencialmente pelas áreas de maior condutividade (fraturas)
a baixas vazões para se obter maiores tempos de contacto, resultando em
maior capacidade de fluxo.
Em poços com tensão de fechamento superior a 5000 psi recomenda-se o
uso de propantes.
O desgaste diferencial causado pelo fraturamento ácido pode não suportar
tensões tão altas.
Conforme a depleção aumenta, uma pressão de fechamento adicional é
aplicada e as regiões desgastadas tendem a ser esmagadas ou a colapsar,
impondo séria restrição ao fluxo nas imediações do poço.
Um estágio de propante ao final do fraturamento ácido permite o
empacotamento da fratura nesta região crítica garantindo sua condutividade
mesmo com o aumento das tensões na formação.
Estimulação Matricial
A estimulação de matriz pode remover o dano em uma região localizada ao
redor do poço, e, em alguns casos, pode mesmo criar uma rede de alta
permeabilidade para ultrapassar o dano.
As acidificações – o mais comum dos tratamentos de estimulação de
matriz – são geralmente classificadas pelo tipo de rocha (arenito ou
carbonato) e pelo tipo de ácido.
Qualquer tratamento ácido, a despeito do tipo de formação ou ácido, é
realizado através dos canais de fluxo naturalmente existentes na rocha.
A injeção de ácido na formação é feita de forma que as pressões atingidas
durante o tratamento não excedam a pressão de fratura da formação.
Estimulação Matricial
A acidificação é geralmente muito atrativa economicamente, porque os
relativamente pequenos volumes envolvidos podem melhorar
consideravelmente o desempenho do poço.
A melhoria potencial é, entretanto, geralmente limitada quando comparada
ao fraturamento hidráulico.
Além disso, os riscos associados a este tipo de tratamento não devem ser
desprezados.
A acidificação de matriz envolve complexos fenômenos químicos e de
transporte que, embora efetivo na remoção de um tipo de dano, pode criar
outro.
A colocação do ácido e a remoção do dano em formações laminadas onde
alguns canhoneios penetram camadas altamente permeáveis é uma
operação especialmente problemática.
Reservatórios Carbonáticos
A acidificação de carbonatos é basicamente a reação do ácido clorídrico
com o carbonato de cálcio (calcita) ou carbonato de cálcio e magnésio
(dolomita) que compõe a rocha reservatório resultando em água (H2O),
dióxido de carbono (CO2), e sal de cálcio ou magnésio.
Enquanto o carbonato é dissolvido, cavidades (wormholes) são formadas
na formação (Nierode and Kruk, 1973).
Estas cavidades são canais altamente condutivos abertos radialmente de
forma estocástica a partir do ponto de injeção.
As cavidades se formam porque o meio poroso não é homogêneo.
Conforme a permeabilidade aumenta pelo alargamento dos poros e
gargantas, o fluxo para o poço aumenta.
Reservatórios Carbonáticos
O comprimento, direção e número de wormholes gerados pelo tratamento
dependem da reatividade da formação e da taxa que o ácido filtra pela
matriz.
Esses canais podem ter de poucos centímetros a vários metros,
dependendo das características da rocha.
A eficiência da estimulação é determinada pela estrutura dos wormholes.
Depois de formados, todo o fluxo virtualmente ocorre através deles.
Os tratamentos de acidificação de matriz em reservatórios carbonáticos
geralmente usam concentração de 15% de ácido clorídrico, embora as
concentrações de 7,5 a 28% do peso possam ser usadas.
Aditivos como polímeros ou surfactantes podem ajudar no aumento do
comprimento efetivo dos wormholes gerados.
Reservatórios Carbonáticos
Ácidos orgânicos, como o acético e o fórmico, também podem ser usados
se alta corrosão, metais especiais, longos tempos de contacto e
precipitados de óleo são problemas sérios.
Volumes de ácido para acidificação variam de 15 a 200 gal/ft de intervalo
carbonático.
Reservatórios Areníticos
A acidificação de matriz em arenitos remove o dano ao redor do poço
causado pela perfuração, completação, migração de finos ou inchamento
de argila.
Pequenas concentrações de ácido HCl-HF reagem em 1 a 6”, além do
poço dissolvendo materiais dentro da matriz da rocha.
A reação do ácido HF com areias dissolve pequena quantidade de rocha.
A reação de HF com alumino-silicatos produz também uma reação
terciária.
Reservatórios Areníticos
Durante a reação primária, o HF dissolve alumino-silicatos (M-Al-Si-O)
formando uma mistura de complexos fluorados de silício e alumínio.
Qualquer outro íon metálico associado à argila é também liberado em
solução.
Os compostos fluorados gerados na reação primária continuam a reagir
com os alumino-silicatos, consumindo o restante do ácido, o que pode
resultar numa potencial precipitação.
FIM