FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

FRACTURAMIENTO HIDRAULICO DEFINICIÓN Es la aplicación de presión a una roca reservorio hasta que se produce la falla o fractura de la misma. Después de la rotura de ¡a roca se continúa aplicando presión para extender la fractura más allá del punto de falla. Con esta fractura se crea un canal de flujo de gran tamaño que no sólo conecta fracturas naturales sino que produce una gran área de are naja de fluidos del reservorio. Los objetivos principales del fracturamiento hidráulico son: Incrementar el régimen de producción. Aumentar la recuperación total. Mejorar el uso de la energía del yacimiento. •

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ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA. La fractura se crea y se propaga siempre en sentido perpendicular al de menor esfuerzo de la roca. Por ejemplo una fractura horizontal se crea cuando el esfuerzo vertical es menor  que e! latera!, esto se puede observar en la Figura 2. Los factores que tienen mayor influencia en la orientación da la fractura son: la presión de los poros, el módulo de Poisson, el módulo de Young, dureza y compresibilidad de la roca. La forma, posición y tipo de punzados no influye en la forma y dirección de la fractura. En la figura 3, se observa la orientación de la fractura, que puede ser horizontal, vertical o inclinada, así:

MODELO DE FRACTURA HIDRÁULICA Después Después del inicio de la fractura; la inyección adicional resultaría en propagación de la fractura.

La geometría de la fractura creada puede ser aproximada por  modelos que toman en cuenta ¡as propiedades mecánicas de la roca, las propiedades del fluido de fractura, las condiciones con las cuales el fluido es inyectado (cantidad, presión) y la distribución de esfuerzo en e! medio poroso.

MODELO PKN El modelo PKN tiene forma elíptica en el orificio del pozo (Figura

4.) El ancho máximo está en la línea central de esta elipse, con cero ancho en la parte superior y en el fondo. Para fluido Newtoniano el ancho máximo cuando la longitud de fractura medida es igual a xf, está dada por:

Donde:

W max  max = ANCHO MÁXIMO DE FRACTURA.  Xf= ANCHO DE LA FRACTURA. µ= VISCOSIDAD APARENTE  v= ES LA RELACIÓN DE POISSOM  G= ES EL MODULO ELÁSTICO DE CORTE  Hay que recordar que G está relacionado con el modulo de Young, E por la ecuación:

MODELO KGD. El modelo KGD representado en la figura 5  que gira 90° del modelo PKN, y es particularmente aplicable para aproximar la geometría de fractura donde hf > xf, de tal forma, este modelo no debería ser usado en casos donde la distancia larga de fractura sea generada.

Tal como se puede mirar en la figura.

Y en unidades de campo:

MECÁNICA DE HIDRÁULICA.

DAÑO

CONTINÚO

EN

FRACTURA

Un método para extender y describir estos fenómenos está basado en el criterio de propagación de fractura derivado de

mecánica de daño continuo, (CDM) Continue Mechanical Damage. Según CDM, bajo esfuerzos la estructura del material puede empezar a desintegrarse. Pequeñas fisuras pueden formarse y dicho deterioro debilita a! material y disminuye su capacidad de carga. El deterioro es característico de la variable de daño cuantificable.

MIGRACIÓN DE ALTURA Un modelo pseudo tridimensionales P-3-D apropiado permitiría migración de altura de fractura lateral y vertical. Una aproximación para la altura de fractura en e! orificio de! pozo (donde tendría un valor máximo) se presenta luego. Si esta altura fuera utilizada sea con el modelo KGD o PKN, esto conduciría una sobre estimación del volumen de suspensión para ejecutar el tratamiento. La distribución de esfuerzos horizontales a lo largo de la columna vertical varía debido a la litología que tienen diferentes relaciones de Poisson. La figura 6, es un esquema del modelo. •

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El valor del esfuerzo horizontal en la capa apuntada de espesor, h es σ. La capa superior tiene un esfuerzo σU. L La capa de abajo tiene un esfuerzo σd. La migración de fractura hacia arriba h, es medida desde el fondo del reservorio y la migración hacia abajo hd es medida desde e! tope del reservorio.

La presión neta de fractura requerida para causar una migración de altura de fractura hacia arriba h es:

En la expresión anterior, la contribución del contraste de esfuerzo entre capaz (segundo término en el costado derecho) para casi todos los reservorios es el más grande. El primer término, el de factor de intensidad da esfuerzo crítico, contribuye solo en una pequeña cantidad. Finalmente, en migración hacia arriba, los efectos de la gravedad son retardantes, mientras en migración hacia abajo ellos son acelerantes. Las constantes C1, C2 y C3 para unidades de campo petrolero son 0.0217, 0.515 y 0.0069 respectivamente.

FLUIDOS DE FRACTURAMIENTO. El Fluido de fractura es aquel que crea las fracturas en la formación gracias a la alta presión con que es inyectado, esté fluido está compuesto de tres etapas cada uno diseñado para cumplir una función específica. El Pad es el fluido que se inyecta al principio y es el que crea la fractura en sí. El fluido de lavado es e! que se utiliza para desplazar la suspensión de la pared del pozo a la formación. Los fluidos de fractura deben tener la capacidad de transportar  arena al interior de la fractura de manera de evitar su cierre cuando finaliza la operación. Así mismo el fluido debe generar el menor daño posible a la formación, minimizando la concentración de residuos insolubles que afecten la producción del pozo.

Un trabajo de fractura consta de ciertas etapas ce íbices distintas, cada una diseñada para efectuar una tarea específica. Pad es el fluido de fractura que no lleva apuntalante, está diseñado para iniciar y propagar la fractura. Después de la inyección del Pad, el apuntalante es agregado al fluido de fractura en crecientes concentraciones hasta el final del tratamiento en que la concentración alcance un valor  predeterminado. Este valor depende de las capacidades del fluido para transportar el apuntalante. La longitud de fractura hidráulica creada difiere de la longitud apuntalada, porque el apuntalante no puede ser transportado más allá del punto donde el ancho de fractura es más pequeño que ¡os tres diámetros de apuntalante.

TIPOS DE FLUIDOS DE FRACTURAMIENTO Un fluido de fractura debe tener baja pérdida de fluido, buena capacidad de transporte de! agente sostén, baja pérdida de fricción, debe ser fácilmente recuperable de la formación, debe ser estable a la temperatura de fondo de pozo, ser compatible con los fluidos de formación y causar el mínimo daño a la formación. Básicamente existen dos tipos fracturamiento hidráulico: • •

de fluidos

utilizados

Base agua Base hidrocarburo.

FLUIDOS DE FRACTURAMIENTO BASE AGUA.

para

Es el fluido de fractura que se utiliza con mayor frecuencia debido a su disponibilidad, compatibilidad con la formación y menor cesto. Los componentes esenciales de los fluidos base agua son:

1. AGUA DE ALTA CALIDAD. Tiene que ser limpia, filtrada, sin sólidos, en el laboratorio se determina el rango adecuado de pH para la gelificación.

2. POLÍMERO (GELIFICANTE). Un gel es un sistema tipo, coloidal con dos componentes: un coloide hinchado y disperso y la fase líquida que puede llegar al 95%. Los productos gelitificantes incrementan la viscosidad del líquido porque son polímeros de cadenas muy largas que dificultan el movimiento de las capas de fluido entre sí. Algunos gelitificantes son: Goma Guar y HEC.

3. RETICULADOR (CROSSLINKER). Son sustancias activadores que modifican la estructura molecular entrecruzando las cadenas de polímeros para formar una red. Con ello se "consigue incrementar la viscosidad antes que el fluido ingresen la formación. '

4. REGULADOR (BUFFER). Ajustan y mantienen" el pH para una óptima reticulación de los fluidos y contribuyen al control del tiempo de reticulación.

5. ESTABILIZADORES DE ARCILLAS. Los fluidos base agua pueden desestabilizar minerales de arcillas. La migración de finos o el hinchamiento ce las arcillas dañan la formación en la cercanía de la fractura. Los estabilizadores de arcillas inhiben o minimizan la incompatibilidad del fluido con la matriz.

6. RUPTORES DE GEL (SREAKER).

Son productos de acción retardada, que degradan la cadena de polímero una vez que se ha completado el tratamiento. Se seleccionan de acuerdo a la temperatura. Para geles base agua se utilizan principalmente oxidantes, enzimas y enzimas de alto pH y para romper los geles base petróleo se utilizan sales inorgánicas y ácidos orgánicos.

7. REDUCTORES DE FILTRADO Los polímeros y reticuladores actúan formando un revoque en las caras de la fractura, para obtener un control adicional se puede usar partículas insolubles, almidones, resinas; etc.

3. SURFACTAMTES. Los agentes surfactantes disueltos en líquido reducen la tensión superficial o la tensión interfacial y modifican el ángulo de contacto, rompen y previenen problemas de emulsiones y bloqueos de agua, forman espumas en los fluidos y ayudan a controlar las bacterias. Un bloqueo por agua, donde la presión disponible es insuficiente para vencer la presión capilar, se rompe cuando se reduce la tensión superficial, en este caso los surfactantes aceleran la recuperación de fluidos.

9. BACTERICIDAS. Se agregan bactericidas para proteger la formación del desarrollo de bacterias anaeróbicas. Las mismas que causan inestabilidad en la densidad del fluido de fracturamiento base agua por su desarrollo.

FLUIDOS DE FRACTURAMIENTO BASE PETRÓLEO. Fueron desarrollados debido a que el agente de sostén tiene la necesidad de contar con un agente de transporte, que no provoque alteración apreciable sobre formaciones altamente sensibles a ¡as soluciones acuosas.

El fluido más usado, es el petróleo liviano del mismo pozo, pero su uso se restringe a pozos poco profundos y con bajos gradientes de fractura. Su alta perdida por filtrado no permite una fractura de gran extensión. Los componentes esenciales en este tipo de fluidos son: solventes, geles base hidrocarburo y activador (Crosslinker).

APUNTALANTE Es la arena natural o sintética que se inyecta en el fluido de fractura. Tiene como función principal mantener abierto los canales fracturados un vez que la presión de inyección disminuya.

TIPOS DE APUNTALANTE Del conjunto de materiales utilizados en el fracturamiento hidráulico el agente apuntalante o sustentante es el único que permanecerá en la fractura manteniéndola abierta y estableciendo un canal conductivo para la afluencia de los fluidos de formación hacia el pozo. Estos materiales son diseñados para soportar los esfuerzos de cierre de la formación, sin embargo, se debe seleccionar de acuerdo a los esfuerzos que estará sometido y a la dureza de la roca, ya que si se tienen esfuerzos de cierre altos este se podría triturar en formaciones suaves. Existen principalmente dos tipos de apuntalante, los naturales y los sintéticos.

1. APUNTALANTES NATURALES Principalmente se encuentran las arenas de sílice y soportan bajos esfuerzos de cierre de la fractura, hasta un límite de 4000 psi.

2. APUNTALANTES SINTÉTICOS Este grupo se caracteriza por contener apuntalantes de gran resistencia a cierres de formación al cerrarse la fractura, en la actualidad se han desarrollado apuntalantes para resistir  esfuerzos de cierre hasta 14000 psi. Estos pueden ser recubiertos con capas de resina curable y precurable, según sea la necesidad. De acuerdo a las propiedades físicas se han dividido en dos grupos.

2.1. APUNTALANTES ELASTO – FRÁGILES En esta clasificación las deformaciones que sufre el material son casi nulas con los esfuerzos aplicados sobre él hasta que viene la ruptura, ejemplo: arenas de sílice.

2.2. APUNTALANTES ELASTO - PLÁSTICOS En esta-deformación del material es proporcional a los esfuerzos aplicados sobre el mismo, la curva de esfuerzo contra la deformación presenta una primera fase elástica y posteriormente, el comportamiento de la deformación es plástica.

PROPIEDADES DEL APUNTALANTE Las propiedades del apuntalante que afectan el éxito de la fractura hidráulica incluyen: tamaño del grano, distribución del grano, calidad (cantidad de impurezas), redondez y esfericidad., densidad del apuntalante y la porosidad del paquete apuntalante. Las propiedades principales, tales como tamaño de la malla, porosidad y densidad de la mayoría de apuntalantes comunes se muestran en la tabla 1.

DISEÑO PARA REALIZAR EL FRACTURAMIENTO. El diseño que se utilizará es el proceso de DaiaFRAC. El DataFRAC está dividido en dos secciones, en la primera de ellas se utilizará el fluido denominado FreFLO, cuya función principal incluye entre otras, el acondicionar la formación y prepararla para recibir los fluidos de fractura base agua que serán bombeados posteriormente. Además de eso es un fluido newtoniano que permite determinar  los límites superiores de la presión de, fractura, así como también permite estimar los valores de presión de fricción observadas en los tubulares y en las perforaciones. La segunda parte del DataFRAC consiste en la inyección para calibración y declinación de presión. En esta parte se utilizará el

fluido de fracturamiento hidráulico (YF130HTD), inyectado al caudal que se piensa utilizar durante el fracturamiento hidráulico. Con este análisis puede determinarse la eficiencia del fluido, geometría de la fractura, presión de cierre, entre otras propiedades. Finalmente, pruebas de laboratorio serán realizadas tanto en la base antes de movilizar el equipo, como también en el campo.

SELECCIÓN DEL FLUIDO Para la selección del fluido de fractura se fijará como prioridad la utilización de un sistema que diera la mayor posibilidad de limpieza en el empaque de la fractura posterior al tratamiento. Basado en lo anteriormente expuesto y en la temperatura estimada de yacimiento, se propone utilizar el sistema YF130HTD como fluido de fractura, con la finalidad de mejorar la eficiencia hidráulica de la fractura, lo cual nos llevaría a obtener  la geometría de fractura necesaria para obtener el incremento de producción deseado.

 YF.- Es la denominación para un fluido activado. La serie 100: significa que se está utilizando un gel lineal basado en agua, con una carga de polímero equivalente a 30 gal/mgal. Las letras HTD: significan que el fluido se activa retardadamente y ha sido diseñado para trabajar a alta temperatura. Se calcula el efecto de retardación hasta que el fluido se encuentra aproximadamente a ¾  de distancia dentro de ¡a tubería, con el objeto de reducir la presión de fricción a un nivel aceptable para favorecer el bombeo a "altos caudales y lograr lamayor presión-neta dentro de la formación

SELECCIÓN DEL APUNTALANTE

La función del agente de sostén dentro del un fractura miento hidráulico es mantener las paredes de la fractura separada una vez que e! bombeo finalice y el fluido de fractura se filtre a la formación. Uno de los principales factores de selección del apuntalante es la conductividad que se obtendrá luego del tratamiento. La siguiente gráfica resume las conductividades de los distintos agentes de sostén a distintos esfuerzos de cierre. Para la selección ce! agente de sostén, se tomará corno principal parámetro la presión de cierre que se espera conseguir en el yacimiento. El apuntalante sugerido es Ceramax tamaño de malla 16/20 debido a las siguientes razones: 1.- El tamaño se debe al tipo de conductividad que esta malla ofrece. 2.- Este tipo de apuntalante es recubierto en resina, la cual se activa a temperatura de fondo de pozo, y también debido a los esfuerzos que el mismo soporta, una vez se encuentra en el sitio.

PREVENCIÓN DE REFLUJO DE APUNTALANTE En casos anteriores se ha probado exitosamente el PropNET™, el cual es una pequeña fibra que se bombea juntamente con el apuntalante. Esta fibra permite formar una malla estrecha que no solamente favorece el bombeo del fluido más apuntalante dentro de la tubería (buena suspensión de sólidos, especialmente a concentraciones de apuntalante más altas), sino que además impide la producción o reflujo de apuntalante una vez que el pozo sea puesto en producción.

SIMULADOR DE FRACTURA HIDRÁULICA

Con la finalidad de determinar el programa de bombeo que resulte en la geometría final de fractura se utilizará e! simulador 

FracCADE™.

Para dicho propósito utilizamos información de presiones de los últimos trabajos de fractura realizados en e! campo, análisis petrofísico a partir de registros eléctricos y propiedades mecánicas de roca promedias para el tipo de roca encontrada. El simulador indica los siguientes resultados promedios, luego de la utilización de los datos disponibles al momento: Tope de fractura inicial TVD .......................... 10120.0 ft Base de fractura inicial TVD ........................... 10198.0 ft Longitud media de la fractura………………... 295 ft EOJ Hyd espesor del hoyo………………….... 65.3 ft Promedio del ancho del sostén...................... 0.121 in Promedio de la concentración del gel............ 422.3 lb/mgal Promedio del factor del gel retardante……… 0.40 Presión neta.................................................. 2489 psi Eficiencia....................................................... 0.522 Eficiencia de conductividad………………….. 2466 md.ft Eficiencia Fcd............................................... 0.556 Presión max. en superficie…………………... 5801 psi La gráfica siguiente muestra ¡a geometría de la fractura, largo, ancho y altura de la misma. Adicionalmente se muestra la concentración de apuntalante, medido en libras por pie cuadrado a lo largo del área fracturada, A la izquierda. se mira el contraste de esfuerzos y al medio se ve e! ancho de la fractura.

EQUIPOS DE FRACTURAMIENTO A UTILIZARSE La ejecución eficiente de cualquier trabajo de fracturamiento exige la combinación correcta de equipos en la boca del pozo.

1.- BOMBAS PARA FRACTURAMIENTO

La potencia de cualquier sistema de bombeo para introducir los fluidos y productos al pozo es la bomba para fracturar o “Frac Pump” para este trabajo se utiliza, SPF-343 (2 unidad de bombeo x 1,800 HHP). 2.- BLENDER El Blender es, literalmente, el "corazón" de la operación de fractura. Los productos de fractura se mezclan en el blender  antes de ser bombeados al pozo. Los blender cumplen tres funciones: • •

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Extraer el fluido de los tanques de almacenaje; Mezclar la cantidad adecuada de agente de sostén con el fluido, y Enviar el fluido cargado con agente de sostén (lechada) a las succiones de los equipos de bombeo a baja presión (usualmente 60 psi o menores).

3.- MANIFOLDS DE SUCCIÓN. Los manifolds de succión incluyen el manifold incorporado; al tanque de Fracturamiento, el manifold de succión común, el manifold de la pileta y e! manifold de descarga. Manifold incorporado al tanque de Fracturamiento: La mayoría de los tanques de fractura están equipados con un mínimo de cuatro conexiones de 4" y una válvula mariposa de 12" entre el tanque y las conexiones. Para un trabajo en el que intervengan múltiples tanques, algunos tanques de fractura se pueden conectar entre ellos con mangueras cortas flexibles para formar un manifold de succión común.

4.- TANQUES DE ALMACENAJE DE FLUIDOS

En las operaciones de fractura se emplean varios tamaños y configuraciones de tanques para almacenaje de fluidos. Estos tanques se describen a continuación. Tanques de fractura. Se utilizan los siguientes tanques: Tanque de fractura rectangular de 500 barriles. Ancho: 8 pies Alto: 8 pies, 9 pulgadas (frente) 12 pies, 10 pulgadas (atrás)

5.- MANIFOLDS DE DESCARGA. Esta unidad montada en conjunto que se interconecta con acoplamientos consta de tres componentes principales: el manifold del blender, la tubería de conexión, el manifold de succión de la bomba y el manifold de descarga de la bomba. El manifold consta del cabezal de descarga del blender principal, al cual se pueden conectar hasta ocho mangueras para descargar el blender. La unidad está montada en un bloque con suficiente espacio entre las conexiones de descarga y succión desde el nivel del piso. Usa una tubería de conexión o tubos conectores para transferir el fluido del blender al manifold de succión de la bomba. Cada sección del manifold de succión de la bomba, que posee 12 pies de longitud y 6" de diámetro, conecta con dos unidades de bombeo y deja un espacio adecuado entre los camiones de bombeo.

6.- MANGUERAS Mangueras flexibles de goma de succión y descarga (supercargadoras) se utilizan para enviar los fluidos desde su lugar de almacenaje al equipo de mezcla, de aditivos o equipos de bombeo.

Las mangueras de succión normalmente están disponibles en un tamaño 4" y están diseñadas para satisfacer los requerimientos de succión de todo e! equipo de mezcla y aditivos. Todas las mangueras de descarga (super-cargadoras) están diseñadas para soportar una presión de descarga normal del blender de 60 psi y tienen una capacidad nominal de presión de trabajo de 250 psi.

7.- ADAPTADORES. Todos los adaptadores usados para las operaciones de fractura, inclusive los "crossovers" deben ser con uniones del tipo integral o de sello sin presión (rosca no presurizada).

8.- CABEZAL DE FRACTURA. Los adaptadores para las cabezas de fractura están disponibles en diferentes "tamaños' Y  en un rango de medida desde 4.1/2" a 8.5/8". Las cabezas de fractura se pueden acoplar juntas cuando se trata de bombear caudales elevados. La tapa de la cabeza de fractura contiene un sustituto hembra de 2'' - 1502. La entrada principal de fluido consta de cuatro conexiones para 7500 psi. También existe disponible una cabeza de fractura para presiones de trabajo de 15,000 psi y cuatro conexiones de 15.000 lb/pulg2. Además existen comercialmente otros cabezales de fractura aprobados.

UBICACIÓN DE LOS EQUIPOS EN LOCACIÓN

PROCEDIMIENTO OPERACIONAL PARA TRABAJO DE FRACTURAMIENTO (POZO X).

REALIZAR

1.- Mover torre de reacondicionamiento a locación 2.- Controlar pozo con agua futrada y tratada. 3.- Desarmar cabezal de pozo, armar BOP, sacar completación de bombeo jet. 4.- Chequear presencia de escala, sólidos y corrosión.

5.- Bajar con broca y raspatubos en tubería de 3.5" hasta 10,098 ft. No moler retenedor de cemento (asentado a 10,093 ft; únicamente toparlo levemente). 6.- Bajar sarta de prueba con packer en la punta para realizar  prueba de inyectividad a "U". Si la inyectividad es baja, bombear  500 gal de acido clorhídrico al 10%. 7.- Sacar sarta de prueba a superficie 8.- Bajar retenedor de cemento en tubing de 3.5" para realizar  squeeze en "U". 9.- Asentarlo a 9,900 ft. Programa de bombeo de cemento de acuerdo a recomendaciones de compañía de servicios. 10.- Bajar sarta para moler retenedor de cemento a 9,900 ft, más cemento hasta 10,098, retenedor de cemento a 10,098 ft, retenedor de cemento a 10,100 ft, moler y bajar ubre hasta 10,545 ft (tope de cemento encima de collar flotador). Circular  para limpiar y sacar. 11.- Con wireline, bajar CIBP para asentarlo a 10,360 ft 12.- Bajar sarta de evaluación para la arena "T" con sensores de fondo para realizar buid up. Tiempo estimado de producción requerido es 30hrs. Tiempo de cierre alrededor de 30hrs (a ser  verificado posteriormente, basado en resultados de simulación para diseño de buid up).

NOTA: Si el pozo no produce, suspender la evaluación, sacar  sarta de prueba y bajar sarta de fractura

13.- Movilizar y armar equipo de Schlumberger para fracturamiento hidráulico.

NOTA: e! taladro deberá suministrar un estimado de 1,200 bbls de agua fresca filtrada cara realizar la mezcla de los fluidos de tratamiento.

14.- Sacar sarta de prueba y bajar sarta de fracturamiento hidráulico consistente en: 3-1/2" EUE Niple campana

3-1/2" EUE, 9.3#/ft, 1 tubo 3-1/2" EUE, packer tipo positrieve a ser asentado a 9,951 ft 3-1/2" EUE, 9.3#/ft, 1 tubo 3-1/2" EUE, No go, diámetro interno es 2.25" 3d/2" EUE, 9.3 #/ft, tubing hasta superficie. NOTA: Probar la tubería con 3,000 psi cada 3,000 ft hasta llegar  al fondo.

15.- Realizar prueba de líneas de con 8,500 psi contra válvula de tapón en cabezal de pozo. Si la prueba es satisfactoria durante 5 minutos, liberar presión, abrir cabezal de pozo y probar con 7,500 psi contra standing valve durante 5 minutos. 16.- Si la prueba es exitosa, liberar presión, retirar conexiones en cabezal de pozo y recuperar standing valve con slickline. 17.- .Realizar tubing pickle: 10 bbls de 10% HCL Desplazar hasta que el ácido se encuentre a 1 bbls cerca del bypass. Detener bombeo, cambiar válvulas en superficie y reversar al tanque de viaje del taladro donde será neutralizado antes de desechar el fluido. 18.- Desconectar líneas de tratamiento. 19.- Asentar packer, probar anular con 800 psi. 20.- Conectar líneas de tratamiento en el cabezal de pozo 21.- Realizar DataFRAC, el cuál consistirá en lo siguiente: Prueba multitasas ascendente y descendente hasta 12 bpm, utilizando 150 bbls de FreFLO Prueba de inyección con 300 bbls de YF130HTD, bombeados a 19 bpm.

22.- Esperar declinación de presión durante aproximadamente 1hr. Realizar verificación de fluidos, mezclar más gel lineal en caso de necesidad. 23.- Realizar operación de fracturamiento hidráulico, el cual tentativamente tendrá la siguiente secuencia:

Por favor tomar en cuenta que este programa de bombeo considera un sub-desplazamiento de 3.0 bbls.

24.- Esperar cierre de fractura. Liberar presión. Si el pozo fluye, recuperar los fluidos de la formación por un período estimado de 4hrs para luego controlarlo con salmuera_a 8.5 ppg.

NOTA: En caso de arenamiento prematuro, la limpieza de la tubería será realizada con coiled tubing. La operación de coiled tubing incluyendo armado, operación de limpieza y desarmado, toma alrededor de 18-20hrs. 25.-  Si el pozo no fluye, desasentar el packer, circular pozo en reversa hasta obtener retornos limpios. 28.- Sacar sarta de fractura, correr sarta de evaluación para poner pozo en producción por bombeo jet. 27.- Evaluar pozo hasta obtener producción estabilizada. Verificar que no existe producción de finos o apuntalante. 28.- Realizar build up post-fractura, período de producción y de cierre a ser definidos. 29.- Bajar completación de producción definitiva de acuerdo a los resultados de la evaluación y diseño por parte de Ingeniería de Petróleos

NOTA: en caso de que la completación de producción consista en bomba electrosumergible, las frecuencias de trabajo iniciales para que el pozo produzca, tendrán que ser lo más bajas posible para reducir los riesgos de migración de finos, producción de apuntalante, etc.

30.- Realizar prueba de producción 31.- Dar por terminadas las operaciones. COMPLETACION DEL POZO PARA FRACTURAMIENTO. La completación para realizar el trabajo de fracturamiento hidráulico se lo puede apreciar en el esquema de a continuación:

SARTA DE FRACTURAMIENTO HIDRAULICO