Ejemplo de un nuevo fluido de fractura viscoelástico en reservorios de baja permeabilidad (Record no. 174249)
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| 000 -LEADER | |
|---|---|
| fixed length control field | 02553nmc a2200205 4500 |
| 008 - CÓDIGOS DE INFORMACIÓN DE LONGITUD FIJA - INFORMACIÓN GENERAL | |
| Campo de control de longitud fija | 260224s xxu |
| 245 00 - TITULO | |
| Título | Ejemplo de un nuevo fluido de fractura viscoelástico en reservorios de baja permeabilidad |
| 270 ## - FECHA DE CARGA | |
| Fecha de carga | 31/03/2011 ; 31/03/2011 |
| 300 ## - DESCRIPCION FISICA | |
| Otra extensión | 11 p. |
| 520 ## - RESUMEN, ETC | |
| Resumen | Transcripción del resumen del autor. Durante la última década se han incrementado los esfuerzos por desarrollar fluidos de fractura que minimicen el daño a la formación. Los fluidos viscoelásticos son un claro ejemplo de ello. Estos sistemas están formulados a partir de surfactantes de distinto carácter iónico, que combinados en proporciones adecuadas, generan geles con propiedades reológicas similares a los fluidos de fractura tradicionales (base polímeros naturales). Como consecuencia de ello, se minimiza el residuo y por ende el daño a la formación, lo cual los hace ideales para fracturas de pozos gasíferos en reservorios de baja permeabilidad. Este trabajo presenta los resultados obtenidos con un nuevo sistema viscoelástico de fractura que aprovecha la acción de un polímero sintético soluble e hidrofilico para incrementar la estabilidad del fluido a alta temperatura y reducir el daño a la formación. Este fluido se ha utilizado para realizar fracturas hidráulicas en las formaciones Lajas Superior y Tordillo del Yacimiento El Salitral que opera Capex SA. Estos reservorios se caracterizan por tener rocas de baja permeabilidad ( 0.5 mD) con presiones de reservorio del orden de los 2000 psi. Las operaciones de fractura se llevaron a cabo por casing a un caudal promedio de 22 bpm. En todos los casos se utilizó un agente de sostén cerámico de granulometría 16/30, a razón de 50 bolsas por metro punzado. Hasta la fecha, los resultados obtenidos con este tipo de fluido y la respuesta de la formación al tratamiento diseñado han sido muy satisfactorios. Las operaciones han mostrando bajas fricciones durante el bombeo y las capas estimuladas, una rápida limpieza pos-fractura. Las producciones de gas de los pozos estimulados se corresponden con el potencial de la capa fracturada. |
| 773 ## - CORRECCIÓN | |
| Partes relacionadas | |
| 942 ## - DESC. DE MATERIAL | |
| Tipo de item KOHA | Congresos (trabajos presentados) |
| 100 1# - RESPONSABLE PERSONAL | |
| Apellido, Nombre | Cossio, J. |
| 9 (RLIN) | 44869 |
| 100 1# - RESPONSABLE PERSONAL | |
| Apellido, Nombre | Villa, K. |
| 9 (RLIN) | 44870 |
| 100 1# - RESPONSABLE PERSONAL | |
| Apellido, Nombre | Forni, P. |
| 9 (RLIN) | 44871 |
| 111 2# - AUTORIDAD DE CONGRESO | |
| Nombre de congreso | Congreso de Perforación, Terminación, Reparación y Servicio de Pozos (2 do. : 2007 oct. 22-24 : Buenos Aires) |
| 9 (RLIN) | 44828 |
| 856 ## - LINK | |
| Link | <a href="https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/2doCongresoPerforacion/29.pdf">https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/2doCongresoPerforacion/29.pdf</a> |
| Biblioteca propietaria | Biblioteca actual | Fecha de adquisición | Inventario | Total de préstamos | Inventario | Fecha de carga | Tipo de item KOHA |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Colección Digital IAPG | Colección Digital IAPG | 05/03/2026 | 200052263 | 200052263 | 05/03/2026 | Archivo electrónico |
