La parte de la terminación de pozos se ha convertido en crítica para los yacimientos en shale, debido a que para fluir requieren fracturas hidráulicas; las cuales no se llevan a cabo de manera tradicional por lo que los costos aumentan significativamente.
Para poder diseñar una fractura óptima se requiere de una serie de información como es la petrofísica, geología, producción de pozos vecinos; módulos elásticos, esfuerzos de la roca, entre otros.
En este trabajo se realizó la caracterización del esfuerzo horizontal mínimo por medio de dos modelos matemáticos para comparar dichos resultados. Asimismo, se seleccionó el que mejor describa al yacimiento.
El primer modelo consideró a la roca isotrópica, que es el modelo tradicional y más fácil de utilizar ya que no requiere mucha información. Mientras que el segundo modelo consideró que la roca tiene una isotropía transversal a la vertical, VTI.
Dicho modelo de acuerdo a la literatura es el que mejor representa a los yacimientos no convencionales, shale. Al obtener los resultados del esfuerzo horizontal mínimo por medio de los dos modelos se procedió a utilizarlos para el diseño de las fracturas hidráulicas. Igualmente, se verificó si hubo un cambio significativo en la geometría de la fractura con el modelo tradicional y con el modelo VTI.
Asimismo, la aplicación de este modelo ayudará a realizar un diseñó óptimo de fractura; reduciendo la incertidumbre en la producción del pozo la cual beneficiará el costo de la fractura aumentando la rentabilidad del pozo.
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En los yacimientos convencionales se han considerado que la roca se comporta de manera isotrópica. Del mismo modo, se han desarrollado modelos matemáticos considerando dicha isotropía.
Se hacen estas consideraciones debido a que antes no se contaba con la tecnología para poder procesar gran cantidad de información; ni tampoco las herramientas para tomar información más fina o a detalle.
Con el comienzo de la explotación en los yacimientos shale, se han realizado varios trabajos de laboratorio para poder entender su comportamiento. Se ha llegado a la conclusión que se comporta como una roca isotrópica transversal vertical.
Al considerar un modelo donde se requiere más información son más precisos los resultados. Asimismo, la toma de información es cara pero los beneficios son mayores ya que se apegan más a la realidad.
Con el modelo isotrópico, es el más sencillo por lo que los resultados son optimistas. Del mismo modo, el modelo VTI, la geometría de fractura disminuye aproximadamente un 50%. La aplicación de este modelo ayudará a poder realizar un diseño óptimo de fractura.
Finalmente, aumenta la probabilidad de éxito en el resultado de las operaciones y eleva la rentabilidad del pozo. El trabajo fue presentado por la Ingeniera Verónica Acevedo Álvarez en una de las ediciones del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
