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”.