1. Daniel Osorio Castro
Diego Rodríguez Suárez
Natalia Verano Garzón
Sebastián Zorro Suancha
Manuela Posada Henao
Miguel Ángel Prieto Salas
Carlos Mario Díaz
FRACTURAMIENTO P.II
2. Índice
Fluidos de fractura
Metodología del diseño
Selección del fluido de fractura
Proceso de fractura
Tipos de fractura
Conclusiones
4. El fluido fracturante transmite la presión
hidráulica de las bombas a la formación, crea
la fractura y acarrea el material soportante
dentro de ella.
5. Propiedades de los fluidos
fracturantes
Bajo coeficiente de perdida por filtrado
Alta capacidad de transporte
Fácil remoción después del tratamiento
Ser estable para que pueda retener su
viscosidad durante el tratamiento.
Mínimo daño a la permeabilidad de la
formación y fractura.
6. Propiedades de los fluidos
fracturantes
Compatibilidad con los fluidos de formación.
Capaz de desarrollar el ancho de la fractura
necesaria
Preparación del fluido en el campo, fácil y
sencilla.
Manipulación segura.
Bajos costos
7. Fluido de Relleno
Es el fluido fracturante que no tiene material
sustentante en suspensión. Su objetivo es
iniciar y propagar la fractura.
8. Fluido con agente de soporte en
suspensión
Después de la inyección del fluido de relleno,
se agrega al fluido fracturante material
soportante, incrementando la concentración
del mismo hasta el final del tratamiento. Los
valores de concentración del material
soportante en suspensión dependen de la
habilidad de transporte del mismo con el
fluido y/o la capacidad de aceptación del
yacimiento y la creación de la fractura.
9. Fluido Apuntalante
Es el material soportante se opone al mínimo
esfuerzo en el plano horizontal, con el objeto
de mantener abierta la fractura después que
ha pasado la acción de la presión neta; de allí
que la resistencia del material es de una
importancia crucial para el éxito de un
fracturamiento hidráulico.
10. Propiedades Físicas
Distribución
Resistencia
y tamaño
y Densidad
del grano
Cantidad de
Redondez y
finos e
esfericidad
impurezas
11. Materiales de soporte mas
utilizados
Arena Natural Baucitas Cerámicos
• Es el material • Se utilizan en • Varían su
soportante situaciones de densidad
comúnmente altos esfuerzos dependiendo
utilizado, en las de las
especialmente formaciones necesidades del
en formaciones fracturamiento.
con esfuerzos
bajos.
15. Base Agua
Ventajas Desventajas
Alto
Bajo costo
desempeño Causa daño a
la
formación
Fácil
No es
manejo de
inflamable
fluidos
16. Base Aceite
Ventajas
El flujo de
Altos valores de retorno es
viscosidad (mejor incorporado
Transporte) directamente a la
producción
No causan daño a
la formación
17. Base Aceite
Desventajas
Su manejo y
Impacto almacenamient
Inflamabl
ambiental o requieren
es condiciones
severo muy seguras
Transportan Pérdidas Conductivi
arenas a bajas por dad de la
concentracione
s (3 ó 4 fricción fractura
lbs/gal) muy altas es baja
18. Base Alcohol Emulsiones Base Espuma
• el alcohol • En presencia de • Es una nueva
reduce la geles reducen tecnología
tensión las pérdidas por donde las
superficial del fricción. burbujas de gas
agua y tiene un proveen alta
amplio uso viscosidad y
como una excelente
estabilizador de capacidad de
temperatura. transporte del
material
soportante.
19. ADITIVOS
Romper el fluido una vez que el trabajo finaliza
Controlar la perdida de fluidos
Se usan
para Minimizar el daño a la formación
Ajustar el pH
Control de bacterias
Mejora la estabilidad con la temperatura
*Debe cuidarse que uno no interfiera
en la función de otro.
20. ADITIVOS
* ACTIVADORES DE VISCOSIDAD
* QUEBRADORES
* ADITIVOS PARA PÉRDIDA DE FILTRADO
* BACTERICIDAS
* ESTABILIZADORES
* SURFACTANTES
* CONTROLADORES DE PH (BUFFERS)
* ESTABILIZADORES DE ARCILLA
21. ADITIVOS
* ACTIVADORES DE VISCOSIDAD
Son agentes reticuladores que unen las cadenas formadas por el polímero
y elevan considerablemente la viscosidad, activando el fluido
Entre los más comunes :
Boratos Aluminatos Zirconato
s
La selección del activador dependerá:
Polímero utilizado para generar el gel lineal
Temperatura de operación
pH del sistema
23. ADITIVOS
* ACTIVADORES DE VISCOSIDAD
1. Ritmo de la activación más lenta
Concentración < 2. Viscosidad más baja que la esperada
del activador
> 1. Ritmo de la activación más rápido
2. Viscosidad final mucho más baja debido a la “syneresis”
*precipitación de la solución polimérica causada por el colapso de la
red polimérica. En casos más severos, provoca “agua libre”.
Factores para controlar el ritmo de activación:
1. Temperatura
2. pH del fluido
3. Condiciones de deformación
4. Tipo de activador
5. Presencia de otros componentes orgánicos que reaccionan con el activador.
24. ADITIVOS
* QUEBRADORES
Reducen la viscosidad del sistema fluido- apuntalante, partiendo el polímero en
fragmentos de bajo peso molecular.
Los más usados son:
OXIDANTES ENZIMAS
Su descomposición térmica Utilizadas como rompedores
produce radicales de sulfatos para reducir la viscosidad de
altamente reactivos que atacan cualquiera de los fluidos base
el polímero, reduciendo su peso agua. Se usan en ambientes
molecular y su habilidad moderados en rangos de PH de
viscosificante 3.5 a 8 y temperaturas menores
de 150 °F
*Especificas
TIPO
ENCAPSULADO
26. ADITIVOS
* ADITIVOS PARA PÉRDIDA DE FILTRADO
Un buen control de pérdida de filtrado es esencial para un tratamiento eficiente. La
efectividad de los aditivos dependerá del tipo de problema de pérdida:
1. Pérdida por una matriz de permeabilidad alta
2. Pérdida por baja microfracturas
La harina sílica es un aditivo efectivo de pérdida de filtrado y ayuda a establecer un
enjarre.
Las resinas solubles en aceite también son usadas como control de pérdida de
filtrado, ya que pueden puentear y sellar los poros para reducir la pérdida de fluido.
Tienen la ventaja sobre la harina sílica y los almidones en que son solubles en aceite y
se disuelven en hidrocarburos líquidos producidos.
27. ADITIVOS
* BACTERICIDAS
Previenen la pérdida de viscosidad causada por bacterias que degradan el polímero.
Materiales como :
Glutaraldehidos
Clorofenatos
Control de Bacterias
Aminas Cuaternarias
Isotiazolinas
Es común agregar el bactericida a los tanques de fractura antes de que se agregue el
agua, para asegurar que el nivel de enzima bacterial se mantendrá bajo.
28. ADITIVOS
* ESTABILIZADORES
Se adicionan al gel lineal (fluido fracturante sin activar) para proporcionar mayor
estabilidad al fluido, cuando se tienen altas temperaturas de operación, normalmente
arriba de 200 °F.
Suelen ser compuestos salinos:
Tiosulfato de Sodio (Na2S2O3)
29. ADITIVOS
* SURFACTANTES
Es un material que, a bajas concentraciones, absorbe la interfase de dos líquidos
inmiscibles, como pueden ser dos líquidos (aceite y agua), un líquido y un gas o un
líquido y un sólido.
- Estabilizar emulsiones de aceite en
agua
Usos - Reducir las tensiones superficiales o
interfaciales.
- Promover la limpieza del fluido
fracturante de la fractura
30. ADITIVOS
* CONTROLADORES DE PH (BUFFERS)
Se utilizan por dos razones específicas:
Permita el proceso de
1. Facilitar la hidratación reticulación (activación).
2. Proporcionar y mantener un rango de pH
Los buffers para control de pH:
Los buffers de hidratación:
*Carbonato de potasio.
*Acetato de sodio
*Bicarbonato de sodio
Activar el agente reticulante y
Facilitar la formación del gel poder formar los enlaces
lineal (fluido sin activar), entrecruzados entre las cadenas
mejorando la hidratación poliméricas
31. ADITIVOS
* ESTABILIZADORES DE ARCILLA
Utilizados para la prevención de migración de arcillas.
Se usan soluciones del 1 al 3% de cloruro de potasio para :
Estabilizar las arcillas
Prevenir su hinchamiento
También los cationes orgánicos de tetrametil cloruro de amonio son usados
como efectivos estabilizadores.
33. Fundamentos
Existen dos razones por las cuales se realiza un
tratamiento de fractura en un pozo:
- Incrementar su producción
- Incrementar su inyectividad
Cada fracturamiento requiere diferentes diseños hasta
obtener la mejor propuesta a sus objetivos, se debe
contar con información previa y con una serie de
herramientas.
34. Consideraciones de Diseño
El diseño de un trabajo de fracturamiento es exclusivo
para un determinado pozo y no debe ser aplicado a
otro.
El análisis petrográfico de la roca de yacimiento es un
factor clave de éxito, por esto se consideran los
parámetros de diseño:
1. Litología y Mineralogía de la formación
2. Geometría de la fractura
3. Fluidos y energía del yacimiento
4. Configuración física del pozo
35. Consideraciones de Diseño
Parámetros de Diseño:
1. Litología y Mineralogía de la formación
Analizar los valores de porosidad y permeabilidad
para determinar la conductividad y longitud de
la fractura.
36. Consideraciones de Diseño
Parámetros de Diseño:
2. Geometría de la fractura
Se tiene en cuenta el modulo de Young (ancho de
fractura) y la relación de Poisson (esfuerzo
horizontal y gradiente de fractura)
37. Consideraciones de Diseño
Parámetros de Diseño:
3. Fluidos y energía del yacimiento
La viscosidad del crudo, su tendencia a formar
emulsiones, el contenido de asfaltenos y las
características de formación de parafinas se
deben considerar en la selección y modificación
del fluido de fractura.
38. Consideraciones de Diseño
Parámetros de Diseño:
4. Configuración física del pozo
Los pozos a los que se les vaya a realizar un trabajo
de fracturamiento deben contar con ciertas
características en su terminación y sistema de
conexiones.
39. Procedimiento para optimizar
económicamente el diseño de la fractura
La idea principal en el diseño de un tratamiento de
fractura es optimizar el gasto de producción y la
recuperación de la reserva de un pozo para
maximizar su rentabilidad.
Un procedimiento básico para la optimización es
como sigue:
40. Procedimiento para optimizar
económicamente el diseño de la fractura
Procedimiento básico para la optimización:
1. Selección del sistema de fluidos aplicable a la
formación
2. Selección del apuntalante (resistencia y
conductividad)
3. Determinación del volumen a bombear y la
programación de inyección del material sustentante
4. Determinación del máximo gasto de bombeo
permitido, basándose en la limitante de presión
(cabezales y tuberías)
41. Procedimiento para optimizar
económicamente el diseño de la fractura
Procedimiento básico para la optimización:
5. Selección de un modelo apropiado de la propagación
de la fractura y conductividad para las características
de la formación.
6. Determinación de la entrada de datos requeridos para
el modelo geométrico seleccionado
7. Determinación de la penetración y conductividad de la
fractura para una selección del tratamiento y
concentración del apuntalante por medio de un
simulador.
42. Procedimiento para optimizar
económicamente el diseño de la fractura
Procedimiento básico para la optimización:
8. Determinación del gasto de producción y recuperación
acumulada en un determinado periodo seleccionado
para una penetración de apuntalante y su
correspondiente conductividad
9. Cálculo del valor presente de los ingresos netos de la
producción basada en un gasto discontinuo.
10. Cálculo del costo total del tratamiento, incluyendo los
costos asociados con los fluidos, apuntalante y
caballaje hidráulico
43. Procedimiento para optimizar
económicamente el diseño de la fractura
Procedimiento básico para la optimización:
11. Cálculo del VPN para la fractura, pero sustrayendo el
costo del tratamiento del ingreso neto descontado del
pozo (paso 9 menos paso 8)
12. Repetición del ciclo del proceso computacional hasta
que el VPN decrece o se llega a la máxima longitud
13. Construcción de curvas mostrando el VPN de la fractura
con otros criterios económicos apropiados contra la
penetración de la fractura.
44. Selección de las variables de
diseño
Cuando se diseña un trabajo de fracturamiento hidráulico
pueden variar diversos parámetros, por lo que se deben
considerar las siguientes variables:
-Base del Fluido -Tipo de sustentante
-Viscosidad del Fluido -Concentración del
-Propiedades de Pérdida de sustentante
filtrado -Propiedades físicas de la
-Fricción en la tubería formación
-Volumen de fluido -Temperatura del fluido de
-Gasto de inyección fractura
45. SELECCIÓN DE FLUIDO DE FRACTURA
Disponibilidad
Costo
Calidad técnica
BHT
Capacidad de transporte del sustentante
Perdida de fluido
46. SELECCIÓN DEL APUNTALANTE
Optimizar la permeabilidad o conductividad
con la mejor relación costo/beneficio
asociado.
El apuntalante con la permeabilidad mas alta
no siempre es la mejor opción.
Se debe considerar el volumen de
apuntalante y el costo.
50. Selección del tamaño del
tratamiento
Cuanto mayor es la longitud apuntalada
de la fractura y mayor es el volumen del
apuntalante , mayor es la producción.
Se tienen ciertos limitantes tales como:
. Diámetro de tubería producción.
.Limite de conductividad realizable a la
fractura.
.Crecimiento de la altura de la fractura.
.Radio de drenaje del pozo.
51. Valor presente neto vs
penetración para varios tipos y
concentraciones de apuntalante
52. Selección del gasto de
inyección
Altos gastos de inyección
Incrementar eficiencia.
Disminuir tiempo bombeo.
Incrementar ancho y altura de fractura.
Mejorar transporte de apuntalante.
Disminuir pérdida de fluido.
53. Selección del modelo geométrico
Asegurarse de que la adición de apuntalante
no cause un arenamiento no deseado
Determinar el fluido de tratamiento y
volumen de apuntalante requerido.
Asegurar que la concentración de
apuntalante proporcione una adecuada
conductividad.
55. El fracturamiento
hidráulico es el
proceso por el cual se
inyecta un fluido
fracturante después
del cañoneo del pozo
creando canales de
flujo con el fin de
aumentar la
producción de gas y
petróleo.
56. Objetivos
Mejorar la producción drenaje de un pozo.
Desarrollar reservas adicionales. Disminuir el numero de pozos
Evitar zonas altamente necesarios para drenar un área.
dañadas. Reducir la necesidad de
Reducir la deposición de perforar pozos horizontales.
asfáltenos. Retardar el efecto de
Controlar la producción de conificación de lagua.
escamas.
Conectar sistemas de fracturas
naturales.
Disminuir la velocidad de flujo
en la matriz rocosa.
Incrementar el área efectiva de
57. Información Previa
Características del Sistema Roca - Fluido Datos del Pozo
Tipos de Fluidos Integridad del Revestidor y del
Humectabilidad Cemento
Gravedad API Intervalos abiertos a Producción
Composición del Agua Registros disponibles
Profundidad Configuración mecánica
Gradiente de Fractura Características del Cañoneo
Porosidad Trabajos anteriores en el pozo y en
pozos vecinos
Saturaciones
Permeabilidad
Geometría de la Fractura
Presión de Yacimiento
Esfuerzo mínimo en sitio
Contactos Gas-Petróleo y Petróleo-
Agua Relación de Poisson
Litología Módulo de Young
Mineralogía Presión de Poro (Presión de Poro
(yacimiento)
Espesor
Información y Datos Requeridos
Temperatura
58. Evaluación pre fractura
El objetivo es definir si
el yacimiento es un
buen candidato para
ser fracturado.
Determinar la
factibilidad técnica y
económica.
Diseñar la operación
del fracturamiento y
establecer las bases de
comparación con los
resultados.
59. Mini Frac
Es un fracturamiento previo de diagnóstico y
evaluación.
Objetivos:
Conocer las condiciones específicas del
fracturamiento de cada reservorio.
Determinar los parámetros operativos como: presión
de fractura, eficiencia del fluido fracturante,
tortuosidad y restricciones del completamiento,
presión de cierre y tiempo de cierre de la fractura.
Estimar la altura de la fractura mediante el perfil de
temperatura.
60. Análisis durante el
fracturamiento
Información cuantitativa de las propiedades
mecánicas de las rocas.
La propagación vertical de la fractura.
Se obtienen indicadores cualitativas de la
calidad de la roca reservorio.
61. Equipo
Equipos de almacenamiento de fluidos.
Equipos de almacenamiento de agentes de soporte.
Equipos mezcladores.
Equipos de bombeo de alta presión.
Centro de control.
Líneas de superficie y de distribución
62. Proceso de bombeo y fractura
Pre-colchón
Producción Pre-flujo
Dosificación
Lavado
de agentes
63. Durante el proceso se debe tener control
en superficie las presiones siguientes:
1. Presión de rotura.
2. Presión de bombeo.
3. Presión de cierre instantánea.
66. Pre-flujo
Se inyecta un mezcla
de agua, arena y
agentes químicos, los
cuales al inyectarse
con una presión mayor
a la de fracturamiento
genera una ampliación
de las cavidades
hechas por el cañoneo
67. Dosificación de apuntalante
Con las fracturas ya
extendidas se emplea
un fluido con agentes
apuntalantes, que
actúan como
columnas, evitando el
cierre de la fisura, pero
permitiendo el paso de
los fluidos de la
formación.
68. Lavado
Antes de la
extracción de los
fluidos del
yacimiento se debe
realizar un lavado de
la formación
removiendo los
residuos de acido de
acido y de químicos
usados.
69. Producción
Una vez se
acondicionado el
pozo se procede a la
producción de
fluidos. Tasa la cual
ha de aumentar con
la estimulación
hecha
70. Aspectos que se deben tener en
cuenta durante el proceso
Se debe tener un registro
continuo de:
1. Presión
2. Gasto
3. Dosificación del
apuntalante
4. Dosificación de
aditivos
5. Condiciones del fluido
fracturante (control
de calidad)
71. Evaluación post-fractura
Estado y posición de la fractura
Comparar los resultados
operativos, productivos y
económicos con los
pronósticos realizados
anteriormente.
Realizar pruebas de flujo,
pruebas PLT:
El incremento de la producción
La nueva capacidad productiva
del yacimiento
La geometría de la fractura
creada
72. Efectos de la temperatura
en el estado de esfuerzos
Cuando se inyecta un fluido a menor
temperatura que los fluidos contenidos
en el yacimiento, se origina un súbito
cambio de temperatura que altera el
estado de esfuerzos de la roca.
73. Efectos de la temperatura
en el estado de esfuerzos
El enfriamiento ocasionado a la
formación con el fluido fracturante
disminuye el esfuerzo efectivo de la
roca y facilita el inicio de la fractura
hidráulica.
75. Calcificación de las
fracturas según el fluido
Fracturamiento con espuma
Por sus Propiedades las espumas son un
fluido ideal para formaciones de
Baja permeabilidad
Sensibles al agua
Productoras de gas
76. Fracturamiento con espuma
La utilización de Baja perdida del filtrado.
espumas es una
técnica muy Baja perdida de presión por fricción.
eficiente gracias
Alta capacidad de transporte del apuntalante.
a que cuenta con
propiedades De fácil limpieza después del fracturamiento.
como:
El daño a la formación es prácticamente nulo, debido a
que el liquido filtrado es mínimo y sin residuos.
77. Fracturamiento con espuma
Abajo del 65% de
calidad, la espuma es
propiamente agua con
gas atrapado y arriba
del 95% se convierte en
niebla.
Características
78. Fracturamiento acido
Es un proceso de estimulación de pozos en el cual el
acido, generalmente acido clorhídrico es inyectado a
la formación carbonatada a una presión suficiente
para fracturar la misma o abrir fracturas naturales
existentes.
El acido fluye de manera no uniforme en la fractura,
disolviendo la roca en la cara de la misma, la longitud
de la fractura depende del volumen de acido, ritmo
de reacción, y perdidas de filtrado.
79. Fracturamiento acido
• Longitud de fractura efectiva: está
controlado por pérdida de fluido, ritmo de
Factores que reacción, y gasto de ácido en la fractura.
controlan la
efectividad de
un • Conductividad de la fractura: La efectividad
fracturamiento de la fractura, depende del ritmo de reacción
ácido: del ácido con la formación y la forma en que
este grava las caras de la fracturas al terminar
el tratamiento.
80. Fracturamiento acido
Factores para realizar un
fracturamiento acido:
En pozos con alta temperatura, la distancia de
penetración es el factor mas importante, que se
afecta por el alto ritmo de reacción y como
solución ácidos retardados.
Otro factor importante es la mecánica de roca, el
parámetro es el modulo de Young, la relación de
poisson y esfuerzos sometidos a la formación.
En pozos con baja o moderada temperatura la
perdida es el factor mas importante.
81. Fracturamiento con gas
altamente energizado
Esta avanzada tecnología está basada en el uso de
propelente científico, fabricado por la industria
aeroespacial.
Se da la combustión del propelente en una herramienta
hueca (RadialFrac) que produce una presión de 2500 a
25000 psi, originando la expansión del gas (CO2), el cual
esta confinado en la zona de interés, lo cual hace que la
energía se disipe lateralmente hacia la formación.
82. Fracturamiento con gas altamente
energizado
La velocidad de propagación del gas está
controlada, de esta manera alcanza
penetraciones efectivas de 5 a 53 pies en
todas las direcciones.
83. La velocidad de propagación de energía brinda
la característica al tipo de fractura originada,
existen tres tipos:
Fractura dinámica: en este caso es realizada por el RadialFrac y la fractura
es controlada.
Fractura estática: causada por fracturamiento hidráulico, la longitud de
fractura no puede ser controlada.
Fractura explosiva: causada cuando la formación no absorbe toda la
energía y produce que se pulverice ocasionando compactación,
reduciendo la permeabilidad casi en totalidad.
84. Fracturamiento con gas altamente energizado
Radialfrac
Consta de un cilindro Remoción del daño
hueco relleno de un causado por
propelente sólido, disparos
barra de ignición
El propelente es más
seguro que cargas
explosivas, ya que
combustiona cuando la
barra de ignición se activa.
85. • Bajo costo
• Tratamiento a zonas especificas.
• No contaminante
Ventajas • Crea fracturas multidireccionales
• No daña la tubería ni la
cementación
• Opera a través del aparejo de
producción.
86. Fracturamiento con apuntalante
Consiste en
El rompimiento de la formación productora mediante un
flujo que pueda admitir matricialmente la roca, la
inyección continua de dicho fluido permite ampliar y
extender la fractura cuando se alcanza una amplitud tal
se le agrega un material solido al fluido para evitar el
cierre de la fractura .
87. Fracturamiento con apuntalante
Naturales Sintéticos
Tipos de
apuntalante
Principalmente se Son apuntalantes de
encuentran las arenas gran resistencia a
de sílice y soportan cierres de formación,
bajos esfuerzos de en la actualidad
cierre de la fractura, pueden resistir
hasta un limite de esfuerzos de cierre
4000 psi hasta de 14000psi
88. Fracturamiento con apuntalante
Los factores que afectan la
conductividad de fractura son:
Composición
Propiedades físicas
Permeabilidad del apuntalante.
Efectos de la concentración de polímeros después de la
culminación del proceso.
Movimientos de finos de formación en la fractura.
La degradación del apuntalante a lo largo del tiempo
89. Fracturamiento con apuntalante
Características:
Será el único que permanecerá en la fractura manteniéndola abierta
y estableciendo un canal conductivo para la afluencia de los fluidos
hacia el pozo.
Están diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la
formación
Se deben seleccionar de acuerdo con los esfuerzos a que estará
sometido y a la dureza de la roca.
El tamaño y el tipo se determina en términos de costo-beneficio.
Los apuntalantes de mayor tamaño proporcionan un empaque más
permeable.
Los apuntalantes de tamaño grande pueden ser menos efectivos en
pozos profundos porque son más susceptibles a ser aplastados
91. Los aditivos utilizados para cada tipo de
fluido dependen de las necesidades del
mismo, teniendo en cuenta características
como la temperatura y pH entre otras.
El óptimo funcionamiento de un fluido
fracturante se basa en el cumplimiento de las
propiedades necesarias para crear una
fractura con el menor costo y minimizando el
daño ambiental
92. Para tener éxito en un trabajo de fracturamiento,
es de vital importancia contar con toda la
información previa y tener un conocimiento
detallado de todo lo relacionado con el
yacimiento, sus fluidos y su mecanismo de
producción, ya que así además de incrementar la
producción (en el caso de un pozo productor), se
obtienen retornos rápidos de inversión debido a
que las reservas son recuperadas en un período
de tiempo más corto.
93. La realización de un análisis previo al
fracturamiento es indispensable para conocer
o interpretar el posible comportamiento del
yacimiento durante y después del proceso.
En el diseño de un fracturamiento se debe
tener en cuenta principalmente la selección
del fluido de fractura ya que este es el
principal elemento de este proceso.
94. Es necesario saber que tipo de agente
fracturante se va utilizar en el procedimiento
para establecer el tipo de fractura que se va
obtener y tener una relación en cuanto a los
costos de la operación.
El fracturamiento hidráulico es un proceso
fundamental al momento de poner a producir
un pozo ya sea petrolero o de gas, lo cual nos
permite mayor facilidad al paso de fluidos, y
mayor area de drenaje.