METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE LA ESTIMULACION HIDRAULICA

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METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE LA ESTIMULACION HIDRAULICA por Mind Map: METODOLOGÍA PARA EL DISEÑO DE LA ESTIMULACION HIDRAULICA

1. DATOS REQUERIDOS

1.1. Basados en

1.1.1. Características Roca-Fluido

1.1.1.1. • Tipos de Fluidos. • Humectabilidad. • Gravedad API. • Composición del Agua. • Profundidad. • Gradiente de Fractura

1.1.2. Datos del Pozo

1.1.2.1. • Integridad del revestidor y del cemento. • Intervalos abiertos a Producción. • Profundidad. • Registros disponibles. • Configuración mecánica. • Características del Cañoneo

2. GEOMETRÍA DE LA FRACTURA

2.1. Los esfuerzos horizontales en los estratos limitantes se relacionan con la posibilidad de que la fractura se extienda por encima o por debajo de la zona de interés

2.2. Una zona con un esfuerzo horizontal pequeño y bajo la relación de Poisson, probablemente no servirá como barrera efectiva para la extensión de la fractura, y una zona con alta relación de Poisson confinará la fractura

3. SELECCIÓN DEL FLUIDO DE FRACTURA

3.1. Existe una amplia gama de fluidos de fractura para responder a la gran variedad de condiciones de un pozo.

3.2. Estos fluidos han sido diseñados para diferentes niveles de pH, amplias variaciones de temperatura y, en fin, para las características prevalecientes de un proceso de fracturamiento

4. SELECCIÓN DEL GASTO DE INYECCIÓN

4.1. Se deben considerar altos gastos de inyección para incrementar la eficiencia del tratamiento, como resultado de disminuir los tiempos de pérdida de fluido

4.2. Es difícil describir el efecto que tiene el gasto de inyección sobre la capacidad de colocar el agente apuntalante, hasta que se está realizando la fractura

5. FACTORES A CONSIDERAR EN LA ESTIMULACIÓN HIDRÁULICA

5.1. FLUIDOS Y ENERGÍA DEL YACIMIENTO

5.1.1. La viscosidad del crudo, su tendencia a formar emulsiones, el contenido de asfáltenos y las característica de formación de parafinas deben considerarse en la selección y modificación de flujo de fractura

5.1.2. Debe tenerse conocimiento sobre la presión de yacimiento, ya que es la responsable de la expulsión del fluido de fractura después de terminado el tratamiento

5.2. RECONOCIMIENTO DE LA FORMACIÓN

5.2.1. La experiencia ha demostrado que las formaciones clasificadas como medianas a duras son las que responden mejor, probablemente gracias a la capacidad de los nuevos agentes sustentadores

5.2.2. Las formaciones clasificadas como suaves o no consolidadas son las de menor rendimiento, pues se puede crear una fractura pero seria imposible mantenerla sustentada

5.3. SELECCIÓN DE LOS ADITIVOS

5.3.1. Los mas usados son

5.3.1.1. Activadores

5.3.1.1.1. En algunos casos si se incrementa demasiado la viscosidad es imposible succionar y bombear el fluido, en tales circunstancias es necesario mezclar y preparar un fluido de viscosidad moderada

5.3.1.2. Rompedores de gel

5.3.1.2.1. Cuando la temperatura no es demasiado alta, o el gel formado es muy fuerte, es necesario romper el gel; por lo cual se utiliza aditivos bombeados dentro del fluido que se activan con el tiempo para liberar el sustentador dentro de la fractura creada

5.3.1.3. Surfactantes

5.3.1.3.1. Se emplean con el fin de estabilizar los fluidos de la formación con el fluido base de fracturamiento logrando su compatibilidad

5.4. SELECCIÓN DEL AGENTE APUNTALANTE

5.4.1. El apuntalante con la permeabilidad más alta no es siempre la opción más óptima

5.4.2. Deben considerarse el volumen del apuntalante y el costo requerido para obtener la conductividad óptima o deseada