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https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/13008| Title: | Nova técnica para obtenção de fraturas com altíssima condutividade em poços de petróleo |
| Other Titles: | New approach to obtain extremely high conductivity fractures in oil Wells |
| Authors: | Santos, José Altamiro Carrilho Mota dos |
| Keywords: | fraturamento hidraúlico;Condutividade;Permeabilidade |
| Issue Date: | 26-Nov-2010 |
| Publisher: | Universidade Federal do Rio Grande do Norte |
| Citation: | SANTOS, José Altamiro Carrilho Mota dos. New approach to obtain extremely high conductivity fractures in oil Wells. 2010. 156 f. Tese (Doutorado em Pesquisa e Desenvolvimento em Ciência e Engenharia de Petróleo) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, 2010. |
| Portuguese Abstract: | Na indústria do petróleo o aumento da produção de hidrocarbonetos é um objetivo buscado em todo o mundo, como uma forma de se maximizar os lucros. O fraturamento hidráulico é uma das formas de aumento de produção mais usadas, por ser uma operação de fácil execução, baixo custo e quase sempre com alto e rápido retorno financeiro. A operação de fraturamento convencional compreende normalmente um bombeio a alta vazão e a alta pressão de um fluido com alta viscosidade, chamado de colchão, que tem a função de abrir a fratura na rocha produtora de hidrocarboneto com uma espessura necessária para que o agente de sustentação de determinada granulometria possa penetrar na fratura. Este agente de sustentação, também chamado de propante, é transportado para fratura por um fluido com alta viscosidade, chamado carreador, por sua vez este fluido carreador é deslocado até perto dos furos de canhoneio por um fluido de baixa viscosidade, chamado fluido de deslocamento. Ao término do bombeio, os fluidos serão filtrados através das faces da fratura para dentro da formação e entre as duas faces da fratura ficará o agente de sustentação formando assim um canal de alta condutividade hidráulica. A proposta deste trabalho é oferecer uma nova técnica de fraturamento hidráulico que cria fraturas com canal de condutividade infinita, possibilitando assim maior aumento de produção em formação de alta permeabilidade e também a realização de fraturas de grande comprimento em formação com fraturas naturais quando comparado com as técnicas convencionais. A ocorrência na natureza de fraturas abertas, ou seja, com condutividade infinita é comum e é comprovada: pela observação das mesmas em afloramentos e em testemunho de formação, por perdas totais de circulação durante perfuração mesmo usando fluido de baixa densidade, por perfis de imagem, por meio de testes de bombeio diagnóstico tais como Mini-Frac, Mini Fall Off e testes de injetividade abaixo da pressão de fratura, que responde com elevada vazão além da esperada para fluxo radial darciano. A manutenção destas fraturas naturais abertas se deve a existência de pontos de apoio naturais com forma e em posições aleatórias, mas que têm habilidade de manter as faces da fratura sem se tocarem, mesmo estando estas faces submetidas à pressão de fechamento. Para criar fratura com canal de condutividade infinita é preciso construir faixas de apoios artificiais horizontais e paralelas. As dimensões destas faixas serão projetadas de modo que a fratura se mantenha aberta nas partes permeáveis e sustentada nas partes não permeáveis. Para comprovar de forma teórica a manutenção da fratura aberta por introdução de apoios artificiais horizontais e paralelos, será usada a equação de England&Green. Para demonstrar o maior potencial de aumento de produção que a fratura com condutividade infinita possibilita é feita uma comparação entre a fratura convencional, ou seja, fratura com condutividade finita e a fratura com condutividade infinita. Os seguintes parâmetros são usados na comparação: comportamento da perda de carga na fratura em função da vazão de produção, a condutividade adimensional em função da vazão de produção, aumento de produção (FOI folds of increase), curvas de vazão de produção em função do tempo, curvas de produção acumulada em função de tempo, curvas de Índice de Produtividade (IP) em função do tempo equivalente e de Valor Presente Líquido (VPL) em função da área do reservatório |
| Abstract: | Increase hydrocarbons production is the main goal of the oilwell industry worldwide. Hydraulic fracturing is often applied to achieve this goal due to a combination of attractive aspects including easiness and low operational costs associated with fast and highly economical response. Conventional fracturing usually involves high-flowing high-pressure pumping of a viscous fluid responsible for opening the fracture in the hydrocarbon producing rock. The thickness of the fracture should be enough to assure the penetration of the particles of a solid proppant into the rock. The proppant is driven into the target formation by a carrier fluid. After pumping, all fluids are filtered through the faces of the fracture and penetrate the rock. The proppant remains in the fracture holding it open and assuring high hydraulic conductivity. The present study proposes a different approach for hydraulic fracturing. Fractures with infinity conductivity are formed and used to further improve the production of highly permeable formations as well as to produce long fractures in naturally fractured formations. Naturally open fractures with infinite conductivity are usually encountered. They can be observed in rock outcrops and core plugs, or noticed by the total loss of circulation during drilling (even with low density fluids), image profiles, pumping tests (Mini-Frac and Mini Fall Off), and injection tests below fracturing pressure, whose flow is higher than expected for radial Darcian ones. Naturally occurring fractures are kept open by randomly shaped and placed supporting points, able to hold the faces of the fracture separate even under typical closing pressures. The approach presented herein generates infinite conductivity canal held open by artificially created parallel supporting areas positioned both horizontally and vertically. The size of these areas is designed to hold the permeable zones open supported by the impermeable areas. The England & Green equation was used to theoretically prove that the fracture can be held open by such artificially created set of horizontal parallel supporting areas. To assess the benefits of fractures characterized by infinite conductivity, an overall comparison with finite conductivity fractures was carried out using a series of parameters including fracture pressure loss and dimensionless conductivity as a function of flow production, FOI folds of increase, flow production and cumulative production as a function of time, and finally plots of net present value and productivity index |
| URI: | https://repositorio.ufrn.br/jspui/handle/123456789/13008 |
| Appears in Collections: | PPGCEP - Doutorado em Ciência e Engenharia do Petróleo |
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