1. Definición
1.1. Consiste en inducir fracturas controladas por la acción de un fluido fracturante generalmente compuesto por agua y arena en un 99% con una cantidad ínfima de aditivos, el cual es inyectado a una presión de inyección mayor a la presión de fractura de la formación
2. Factores que se Consideran Durante una Estimulacion Hidraulica.
2.1. Presión de rotura
2.1.1. Es el punto en que la formación falla y se rompe.
2.2. Presión de Bombeo
2.2.1. Es la necesaria para extender la fractura, manteniendo el gasto constante.
2.3. Presión de cierre instantánea
2.3.1. Es la que se registra al parar el bombeo, cuando desaparecen todas las presiones de fricción, quedando sólo las presiones interna de la fractura y la hidrostática del pozo.
2.4. La presión de fractura
2.4.1. Es la necesaria para mantener abierta la fisura y propagarla más allá del punto de falla.
2.5. Relación de Poisson
2.5.1. Es una medida de la relación entre la expansión lateral con la contracción longitudinal o axial de la roca cuando se somete a compresión.
2.6. Litología y mineralogía de la formación
2.6.1. Analizar los valores de porosidad y permeabilidad para determinar la conductividad y longitud de fractura.
2.6.2. Así mismo, la resistencia de la roca gobierna el espesor de fractura y el tipo y procedimiento de colocación del agente sustentante.
2.7. Fluidos y energía del yacimiento
2.7.1. Se debe considerar la viscosidad del crudo, su tendencia a formar emulsiones, el contenido de asfaltenos
3. Metodología Para Realizar una Estimulacion Hidráulica
3.1. El diseño de un tratamiento involucra un proceso de optimización que permite balancear la predicción del incremento de producción con su costo asociado.
3.1.1. Un procedimiento básico para la realización de una estimulacion hidráulica es como sigue
3.1.1.1. 1. Selección del sistema de fluidos aplicable a la formación.
3.1.1.2. 2. Selección del apuntalante basándose en su resistencia y conductividad.
3.1.1.3. 3. Determinación del volumen a bombear y la programación de inyección de material sustentante.
3.1.1.4. 4. Determinación del máximo gasto de bombeo permitido
3.1.1.4.1. El gasto de inyección óptima es un balance entre la reducción de la pérdida de fluido y el incremento del caballaje hidráulico cuando el gasto se incrementa.
3.1.1.4.2. Deberá ser considerada la degradación de algunos fluidos fracturantes en el diseño.
3.1.1.5. 5. Selección de un modelo apropiado de la propagación de la fractura y conductividad
3.1.1.6. 6. Determinación de la entrada de datos requeridos para el modelo geométrico seleccionado.
3.1.1.7. 7. Determinación de la penetración y conductividad de la fractura
3.1.1.7.1. El análisis de una prueba minifrac, realizada justo antes del trabajo de fractura, puede ayudar a determinar los valores de pérdida de filtrado para los fluidos reales a utilizar.
3.1.1.8. 8. Determinación del gasto de producción y recuperación acumulada en un determinado período seleccionado
3.1.1.9. 9. Cálculo del valor presente de los ingresos netos de la producción basada en un gasto discontinuo (por ejemplo: la suma del valor presente para cada año del período seleccionado).
3.1.1.10. 10. Cálculo del costo total del tratamiento, incluyendo los costos asociados con los fluidos, apuntalante y caballaje hidráulico.
3.1.1.11. 11. Cálculo del VPN para la fractura
3.1.1.12. 12. Repetición del ciclo del proceso computacional hasta que el VPN decrece o se llega a la máxima longitud.
3.1.1.13. 13. Construcción de curvas mostrando el VPN de la fractura con otros criterios económicos apropiados contra la penetración de la fractura.
3.1.1.14. 14. Selección de un fluido de fractura
3.1.1.14.1. Se deben considerar tres elementos: disponibilidad, costo y calidad técnica.
3.1.1.15. 15. Selección del apuntalante
3.1.1.15.1. Deben considerarse el volumen de apuntalante y el costo requerido para obtener una conductividad óptima o deseada.