INDICE

1 GENERALIDADES...................................................................................1

1.1 INTRODUCCIÓN.......................................................................................1

2 FUNDAMENTACION TEORICA...............................................................2

2.1 FLUIDOS DE FRACTURAMIENTO..........................................................2

2.1.1 Fluidos base agua.....................................................................................2

2.1.2 Fluidos base aceite....................................................................................3

2.1.3 Fluidos base acida.....................................................................................3

2.2 POLÍMEROS VISCOSIFICANTES............................................................4

2.2.1 Goma guar.................................................................................................4

2.2.2 El hidroxipropil guar (HPG)........................................................................4

2.2.3 El carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG)...............................................5

2.2.4 Hidroxietil celulosa (HEC) o el hidroxipropil celulosa (HPC).....................5

2.2.5 Carboximetilhidroxietil celulosa (CMHEC).................................................5

2.2.6 La goma xantana.......................................................................................5

2.3 ADITIVOS..................................................................................................5

2.3.1 Activadores de viscosidad.........................................................................6

2.3.2 Quebradores..............................................................................................7

2.3.3 Aditivos para pérdida de filtrado................................................................8

2.3.4 Bactericidas...............................................................................................9

2.3.5 Estabilizadores........................................................................................10

2.3.6 Surfactantes............................................................................................10

2.3.7 Controladores de PH (buffers).................................................................10

2.3.8 Rompedores............................................................................................11

2.3.9 Aditivos de Perdida de Fluido..................................................................11

2.3.10 Estabilizadores........................................................................................12

2.3.11 Surfactantes............................................................................................12

2.3.12 Estabilizadores de Arcilla........................................................................13

2.4 AGENTES DE SOSTÉN.........................................................................13

2.4.1 Propiedades físicas de los agentes de sostén........................................14

2.4.2 Clases de agentes de sostén..................................................................14

3 BIBLIOGRAFÍA.......................................................................................15

INDICE DE TABLA

TABLA 1: CARACTERISTICAS DE LOS ACTIVADORES COMUNMENTE USADOS..........6TABLA 2: SELECCION DE ROMPEDORES...........................................................................8

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 1: DIAGRAMA ESQUEMATICO DEL FRACTURAMIENTO DE UNA ROCA..........1FIGURA 2: EFECTO DE LA TEMPERATURA Y RETICULANTE SOBRE SOLUCIONES DE

HIDROXIPROPIL GUAR........................................................................................3

1 GENERALIDADES

1.1 INTRODUCCIÓN

El Fracturamiento Hidráulico consiste en la inyección de un fluido fracturante,

altamente viscoso, por encima de la presión de fractura de una formación, con el

objeto de generar en ella canales de flujo (fracturas) y colocar un elemento

empaque (arena, que permita incrementar la conductividad de la formación y por

ende, el flujo de fluidos hacia el pozo.

FIGURA 1: DIAGRAMA ESQUEMATICO DEL FRACTURAMIENTO DE UNA ROCA

Fuente: [Fundamentos de la Teoría de Fracturamiento Hidráulico, 2005]

Es la propagación de fracturas en una roca a causa de un fluido de presurizado.

Estas fracturas hidráulicas son utilizadas para mejorar o posibilitar la extracción de

petróleo o gas desde el subsuelo. Este tipo de trabajos es realizado desde el pozo

perforado en los puntos o profundidades deseadas. La energía de inyección del

fluido a altas presiones crea nuevos canales en la roca, la cual mejora su

permeabilidad y se hace más susceptible a la extracción de hidrocarburos.

El fracturamiento hidráulico es también considerado una herramienta para realizar

una adecuada administración del yacimiento, que en estos últimos tiempos ha

dado resultados satisfactorios. Un fracturamiento selectivo, con buena planeación

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optimiza la recuperación de reservas y controla la producción en los yacimientos

de hidrocarburos, tanto de petróleo como de gas

El fluido de fracturamiento es un componente crítico del tratamiento de

fracturamiento hidráulico. Su funciones principales son abrir la fractura y

transporta el agente apuntalante a lo largo de la fractura. Las propiedades

viscosas del fluido son usualmente considerados los más importantes.

Sin embargo, además de demostrar la viscosidad apropiada en la fractura, otras

propiedades especiales del fluido de fracturamiento deben ser romper y

limpiarse rápidamente una vez que se terminó el tratamiento, proveer un buen

control de perdida de fluido, mostrar una baja presión de fricción durante el

bombeo y ser tan económico como sea practico. También se utilizan aditivos para

aumentar la viscosidad a temperaturas altas, para romper su viscosidad a

temperaturas bajas o para ayudar al control de escurrimiento del fluido hacia la

formación.

2 FUNDAMENTACION TEORICA

2.1 FLUIDOS DE FRACTURAMIENTO

2.1.1 Fluidos base agua

Debido a su bajo costo, alto rendimiento y fácil manejo, los fluidos base agua

son los fluidos de fracturamiento mas ampliamente usados. Se pueden usar

varios polímeros solubles en agua para hacer una solución viscosificada capaz de

mantener suspendidos los apuntalantes a temperatura ambiente. Sin embargo, a

medida que aumenta la temperatura, esta solución se diluye significativamente.

La concentración del polímero (carga de polímero) se puede aumentar para

compensar los efectos térmicos, pero este enfoque es costoso. En vez de este,

se usan agentes reticulantes para incrementar significativamente el peso

molecular efectivo del polímero, incrementando así la viscosidad de la solución

(Fig. 1).

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FIGURA 2: EFECTO DE LA TEMPERATURA Y RETICULANTE SOBRE SOLUCIONES DE HIDROXIPROPIL GUAR

Los primeros polímeros usados para viscosificar el agua para aplicaciones de fracturamiento fue la goma guar.

2.1.2 Fluidos base aceite

Se usaron aceites pesados originalmente como fluidos de fracturamiento,

principalmente debido a que estos fluidos se consideraban menos dañinos para

una formación productora de hidrocarburos que los fluidos base agua. Su

viscosidad inherente también los hace más atractivos que le agua. Los fluidos

base aceite son costosos para usar y su manejo operacional es difícil. Estos se

utilizan actualmente solo en formaciones que son extremadamente sensibles al

agua.

2.1.3 Fluidos base acida

El fracturamiento acido es un proceso de estimulación de pozo en el cual el

ácido, usualmente ácido clorhídrico (HCL), es inyectado dentro de una formación

de carbonato a una presión suficiente para fracturar la formación o para abrir

fractura naturales existentes, donde porciones de la cara de la fractura son

disueltas.la longitud efectiva de la fractura es determinada por la longitud de

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intrusión del ácido, el cual depende del volumen de ácido usado, su velocidad de

reacción, y la pérdida del fluido acido de la fractura hacia la formación.

En algunos casos, especialmente en carbonatos, existe una elección entre

tratamiento de fracturamiento ácido y con apuntalantes. Operacionalmente, el

fracturamiento acido es menos complicado porque no se utiliza ningún agente

apuntalante. El peligro de de que se forme un barrera de apuntalantes y los

problemas de retorno de apuntalantes y su limpieza del pozo luego del

tratamiento son eliminados. Sin embargo, el ácido es más costoso que la mayoría

de los fluidos de tratamiento no reactivos.

La pérdida de fluido es un problema mayor cuando se usa acido que cuando se

usa un fluido no reactivo. El escurrimiento del ácido es extremadamente no

uniforme y da como resultado agujeros de gusano y el agrandamiento de las

fracturas naturales. Esto aumente enormemente el área efectiva de donde ocurre

el escurrimiento y hace difícil el control de perdida de fluido.

2.2 POLÍMEROS VISCOSIFICANTES

Existen distintos tipos, derivados de la goma natural guar o derivados celulósicos.

En este aspecto el avance tecnológico ha permitido el desarrollo de nuevos fluidos

fracturantes, básicamente podemos nombrar los siguientes.

2.2.1 Goma guar

Fue de las primeras utilizadas para viscosificar el agua usada en los

fracturamientos, es un polímero de alto peso molecular, de cadena larga, tiene una

alta afinidad con el agua, al agregarse al agua se hincha y se hidrata, lo que crea

un medio para que las moléculas del polímero se asocien con las del agua,

desarrollándose y extendiéndose en la solución.

2.2.2 El hidroxipropil guar (HPG).

Se deriva del Guar con Óxido de Propileno, contiene de 2 a 4% de residuos

insolubles, pero algunos estudios (Almond y Cía. 1984 y Brannon y Pulsinelle

1992) indican que ambas (Guary HPG) causan casi el mismo grado de daño, sin

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embargo esta HPG es más estable que el Guar a temperaturas mayores (pozos >

150 o C) y más soluble en alcohol.

2.2.3 El carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG).

Es un doble derivado del guar, el primer polímero usado para pozos de baja

temperatura. Para esa aplicación es activado con aluminatos (que lo hacen más

económico que un fluido HPG activado con zirconatos o titanatos). Es también

activado con zirconatos, lo que le permite mayores viscosidades y trabajar en altas

temperaturas.

2.2.4 Hidroxietil celulosa (HEC) o el hidroxipropil celulosa (HPC).

Son utilizados cuando se requiere un fluido muy limpio. Estos fluidos tienen una

cadena de unidades de azúcar glucosa, el HEC. Pueden ser activado a PH de 6 a

10 con zirconatos o con lantánidos.

2.2.5 Carboximetilhidroxietil celulosa (CMHEC).

Se forma al activar suavemente el HEC agregando el grupo carboximetil. Este

polímero provoca una activación con iones metálicos como aluminatos, zirconatos

o titanatos en ambientes con PH de aproximadamente de 2 a 4.

2.2.6 La goma xantana.

Es un biopolímero producido metabólicamente por el microorganismo xantomonas

campestres. Esta solución se comporta como un fluido ley de potencias aun a

bajos esfuerzos de corte, donde las soluciones de HPG llegan a ser newtonianos.

Bajo ciertos esfuerzos de deformación (de corte) menores de 10 s-1, las

soluciones de xantana suspenden mejor la arena que la HPG.

2.3 ADITIVOS

Se usan para romper el fluido, una vez que el trabajo finaliza, para controlar la

pérdida de fluidos, minimizar el daño a la formación, ajustar el PH, tener un control

de bacterias o mejorar la estabilidad con la temperatura. Debe cuidarse que uno

no interfiera en la función de otro.

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2.3.1 Activadores de viscosidad.

Son agentes reticuladores que unen las cadenas formadas por el polímero y

elevan considerablemente la viscosidad, activando el fluido. Entre los más

comunes se tienen los boratos, aluminatos, zirconatos. La Tabla 1 muestra las

características principales de los activadores más usados.

TABLA 1: CARACTERISTICAS DE LOS ACTIVADORES COMUNMENTE USADOS

La selección del activador dependerá del polímero utilizado para generar el gel

lineal, de la temperatura de operación y del PH del sistema.

Si la concentración del activador es muy baja, el ritmo de la activación será más

lenta y el desarrollo de la viscosidad será más baja que la esperada. Por el

contrario, si la concentración excede el rango óptimo, el ritmo de la activación será

más rápido y la viscosidad final puede ser mucho más baja debido a la “syneresis”

(precipitación de la solución polimérica causada por el colapso de la red

polimérica). En casos más severos, provoca “agua libre”.

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Los contaminantes químicos (como bicarbonatos, fosfatos o silicatos) presentes

en el agua de mezcla, incluso algunos estabilizadores de arcilla y espumantes,

pueden interferir en el desempeño de los activadores. Debe vigilarse la limpieza

de los tanques antes de que sean llenados con el agua de fractura.

Se pueden manipular muchos factores para controlar el ritmo de activación, tales

como la temperatura y el PH del fluido, condiciones de deformación, tipo de

activador y la presencia de otros componentes orgánicos que reaccionan con el

activador.

2.3.2 Quebradores.

Reducen la viscosidad del sistema fluido-apuntalante, partiendo el polímero en

fragmentos de bajo peso molecular. Los más usados son los oxidantes y las

enzimas. Entre los primeros se encuentran los oxidantes de persulfato de amonio,

potasio y sodio. Su descomposición térmica produce radicales de sulfatos

altamente reactivos que atacan el polímero, reduciendo su peso molecular y su

habilidad viscosificante. Esta descomposición es muy dependiente de la

temperatura. Por debajo de 125 o F es muy lenta, si se usa sólo el persulfato; sin

embargo, puede acelerarse con la adición de aminas. Por arriba de esta

temperatura, la generación de radicales sulfatos ocurre muy rápidamente.

En cuanto a las enzimas, éstas son también utilizadas como rompedores para

reducir la viscosidad de cualquiera de los fluidos base agua. Se usan en

ambientes moderados en rangos de PH de 3.5 a 8 y temperaturas menores de

150 o F (otras enzimas trabajan con rango de PH superiores de 10 y por arriba de

150 o F). Debido a que son activas a temperatura ambiente, las enzimas

empiezan a degradar el polímero inmediatamente que se mezcla. Bajo ciertas

condiciones, son tan reactivas como los persulfatos.

Recientemente existe en el mercado una nueva generación de enzimas llamadas

“específicas”, formuladas para degradar de manera particular los fluidos

poliméricos base guar o celulósicos y sus derivados. Son estables en diferentes

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rangos de temperatura, soportan hasta 275 o F y encapsuladas hasta 300 o F,

efectivas en fluidos con rangos de PH desde 3 a 11.

Existen rompedores (quebradores) del tipo encapsulado que permiten altas

concentraciones, para usarse sin que se comprometa la viscosidad del fluido

durante el bombeo. En un rompedor encapsulado, el rompedor activo es cubierto

con una película que actúa como una barrera entre el rompedor y el fluido

fracturante. Cualquier tipo de rompedor puede ser encapsulado, incluso enzimas y

ácidos. La Tabla 2 es una guía de los principales rompedores y sus características

de aplicación.

TABLA 2: SELECCION DE ROMPEDORES

2.3.3 Aditivos para pérdida de filtrado.

Un buen control de pérdida de filtrado es esencial para un tratamiento eficiente. La

efectividad de los aditivos dependerá del tipo de problema de pérdida:

Pérdida por una matriz de permeabilidad alta o baja.

Pérdida por microfracturas

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Generalmente las formaciones con baja permeabilidad tienen abiertos los poros

más pequeños. Una roca de 0.1 mD puede tener un diámetro de poro promedio

menor de 1.0 µm, mientras que una roca de 500 mD lo tiene de 20 µm. El rango

de tamaño de poro puede ser muy largo, lo que beneficia a los aditivos de pérdida,

ya que se tiene un amplio rango de tamaño de partículas, de tal manera que esos

espacios puedan ser puenteados.

En formaciones de alta permeabilidad, los polímeros y aditivos pueden ser

capaces de penetrar la mayoría de los poros y formar un enjarre interno. La harina

sílica es un aditivo efectivo de pérdida de filtrado y ayuda a establecer un enjarre.

Otras partículas, como los almidones, son también buenos aditivos de pérdida.

Estos son polisacáridos de cadena larga de moléculas de glucosa.

Las resinas solubles en aceite también son usadas como control de pérdida de

filtrado, ya que pueden puentear y sellar los poros para reducir la pérdida de fluido.

Tienen la ventaja sobre la harina sílica y los almidones en que son solubles en

aceite y se disuelven en hidrocarburos líquidos producidos.

2.3.4 Bactericidas

Previenen la pérdida de viscosidad causada por bacterias que degradan el

polímero. Los polisacáridos (polímeros de azúcar) usados para espesar el agua,

son excelentes fuentes de origen de comida para las bacterias, éstas arruinan el

gel reduciendo el peso molecular del polímero. Una vez que se introduce dentro

del yacimiento, algunas bacterias pueden sobrevivir y reducir los iones de sulfatos

a ácido sulfhídrico.

Materiales como glutaraldehidos, clorofenatos, aminas cuaternarias e isotiazolinas,

son usadas para el control de bacterias. Normalmente, los materiales matan la

bacteria, pero no siempre inactivan la enzima que produce y que es la responsable

de romper el polímero. Por esta razón es práctica común agregar el bactericida a

los tanques de fractura antes de que se agregue el agua, para asegurar que el

nivel de enzima bacterial se mantendrá bajo. Los bactericidas no son necesarios

en fluidos base aceite ni en fracturamientos ácidos.

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2.3.5 Estabilizadores.

Se adicionan al gel lineal (fluido fracturante sin activar) para proporcionar mayor

estabilidad al fluido, cuando se tienen altas temperaturas de operación,

normalmente arriba de 200 o F. Por lo general, ayudan a mantener la viscosidad

del gel reticulado a estas temperaturas, retardando la degradación. Suelen ser

compuestos salinos, como el tiosulfato de sodio (Na2S2O3), que favorecen la

formación de uniones intermoleculares.

2.3.6 Surfactantes.

También llamados agentes activos de superficie. Es un material que, a bajas

concentraciones, absorbe la interface de dos líquidos inmiscibles, como pueden

ser dos líquidos (aceite y agua), un líquido y un gas o un líquido y un sólido. Son

usados principalmente para estabilizar emulsiones de aceite en agua, para reducir

las tensiones superficiales o interfaciales. Promueven la limpieza del fluido

fracturante de la fractura, entre otros. Algunos bactericidas y agentes de control de

arcillas son surfactantes. (Para más detalle, ver la Guía de estimulaciones).

2.3.7 Controladores de PH (buffers).

Se utilizan por dos razones específicas: para facilitar la hidratación o para

proporcionar y mantener un determinado rango de pH, que permita el proceso de

reticulación (activación). Los buffers de hidratación, por lo general son sales, como

el acetato de sodio o el bicarbonato de sodio, y se adicionan para facilitar la

formación del gel lineal (fluido sin activar), mejorando la hidratación, es decir, la

incorporación del solvente en la cadena polimérica.

Los buffers para control de pH se adicionan al gel lineal, ya formado, para que el

agente reticulante se active y pueda formar los enlaces entrecruzados entre las

cadenas poliméricas. Por lo general, son soluciones de sales, como el carbonato

de potasio.

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2.3.8 Rompedores

El rompedor de fluido de fracturamiento más ampliamente usados son los

oxidantes y las enzimas. Los rompedores oxidantes más comunes son las

sales de amonio, potasio y sodio de peroxidisulfato (S2O8 ). La

descomposición térmica del peroxidisulfato (persulfato) produce sulfatos radicales

altamente reactivos que atacan el polímero. La descomposición térmica es muy

lenta por debajo de los 125ºF para el persulfato al usarse solo, pero la generación

de radical libre puede ser acelerada al añadirse aminas. El persulfato disuelto

causa una reducción rápida de la viscosidad por encima de los 180ºF. A mayores

temperaturas, la reacción del persulfato disuelto con los polímeros generalmente

ocurre durante el bombeo. Esta indeseada alta reactividad del persulfato disuelto

a elevadas temperaturas fue la mayor limitación de estos rompedores.

Ciertas enzimas rompedoras de la clase hemicelulasa son también usadas para

reducir la viscosidad de los fluidos base agua. Las enzimas son usadas para

rangos de PH de 3.5 a 8 y temperaturas menores a 150ºF.

Los rompedores encapsulados fueron desarrollados para permitir altas

concentraciones de rompedores a usarse sin comprometer la viscosidad el fluido

durante el bombeo.

2.3.9 Aditivos de Perdida de Fluido

Un buen control de perdida de fluido es esencial para un tratamiento de

fracturamiento eficiente. La efectividad de los varios tipos de materiales dependen

del tipo de problema de pérdida de fluido como ser: perdida en matriz de

baja o alta permeabilidad o perdida en microfracturas.

Algunos polímeros, tales como guar o HPG, son filtrados en la superficie de

rocas de baja permeabilidad. Los fluidos que contienen estos polímeros son

llamados fluidos constructores de pared. El volumen de fluido perdido antes de la

formación de un revoque efectivo es llamado perdida de chorro.

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En formaciones de alta permeabilidad, los polímeros y aditivos pueden ser

capaces de penetrar más los canales de poro y formar un revoque de filtrado

interno, dejando solo una pequeña fracción de la caída de presión total en el

revoque externo.

Durante un tratamiento de fractura, la perdida de fluido ocurre bajo condiciones

dinámicas. El revoque deja de crecer cuando el esfuerzo se vuelve igual al

punto cedente del revoque, y comienza a erosionarse cuando el esfuerzo del

fluido es mayor al del punto cedente del revoque.

La efectividad de un aditivo de perdida de fluido particular depende de si este

puede alcanzar la pared de la roca y evitar ser retirado de la superficie.

2.3.10 Estabilizadores

Los estabilizadores son usados para prevenir la degradación de geles

polisacáridos a temperaturas mayores a 200ºF. Los estabilizadores comunes son

metanol y tiosulfato de sodio. Este último es el más efectivo de los dos.

Se cree que actúan como eliminadores de oxígeno y previenen la rápida

degradación causada por oxígeno disuelto.

2.3.11 Surfactantes

Un agente activo de superficie, o surfactante, es un material que a baja

concentración adsorbe la interface entre dos sustancias inmiscibles. El

surfactante se vuelve involucrado en la interface y reduce la cantidad de energía

requerida para expandir la interface.

Son ingredientes necesarios en espumas para promover la formación de burbujas

estables. Son usados en fluidos de poliemulsion para estabilizar la emulsión

de aceite en agua. Algunos bactericidas y agentes de control de arcilla son

surfactantes.

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2.3.12 Estabilizadores de Arcilla

El arcilla son capas de partículas de óxido de silicio y aluminio rondando un

tamaño de 2 m. una vez que las partículas de arcilla son dispersadas, las

partículas pueden bloquear los espacios porales de la roca y reducir la

permeabilidad.

Soluciones que contienen 1% a 3% de KCl son comúnmente usados como base

liquida en fluidos de fracturamiento para estabilizar las arcillas y prevenir la

hinchazón. Además del KCl, el catión orgánico de cloruro de tretametil amonio es

un estabilizador efectivo. El oxicloruro de zirconio y el hidroxialuminio, son usados

principalmente en tratamientos de acidificación de matriz para neutralizar la carga

de superficie de las arcillas.

Las aminas cuaternarias poseen un grupo cargado positivamente que es atraído

hacia las partículas de arcilla cargadas negativamente. Este tipo de

estabilizador de arcilla es usado en tratamiento de fractura base agua.

2.4 AGENTES DE SOSTÉN

Los agentes de sostén se utilizan para sostener las paredes de la fractura aparte

de crear un camino conductor al pozo después de bombeo se ha detenido y el

fluido de fracturación se ha filtrado fuera. La colocación de la concentración y el

tipo de agente de sostén en la fractura apropiada es fundamental para el éxito de

un tratamiento de fracturamiento hidráulico. Factores que afecta a la conductividad

de la fractura (una medida de cómo una fractura apuntalada es capaz de transmitir

los fluidos producidos durante la vida productora del bien)

• Composición de agente de sostén

• Las propiedades físicas del agente de sostén

• Permeabilidad del empaque de apuntalante

• Los efectos de la concentración de polímero posterior al cierre de la fractura

• Degradación a largo plazo del agente de sostén.

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2.4.1 Propiedades físicas de los agentes de sostén

Las propiedades físicas de agentes de sostén que tienen un impacto en la

conductividad de la fractura son

• Resistencia del agente de sostén

• El tamaño de grano y la distribución de tamaño de grano

• Cantidades de multas y las impurezas

• Redondez y esfericidad

• La densidad de agente de sostén.

2.4.2 Clases de agentes de sostén

La arena es el agente de sostén más comúnmente utilizado. Es el más económica,

es fácilmente disponible y generalmente proporciona conductividad de la fractura

suficiente para el cierre subraya menos de 6.000 psi. Su peso específico es de

aproximadamente 2.65. Dependiendo del equilibrio general de bienestar físico

propiedades, la arena se pueden subdividir en grupos:

• Arena blanca del norte

• Arena marrón de Texas

• Arena de sílice Colorado

• Arizona arena de sílice.

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3 BIBLIOGRAFÍA

Urquizo, (2005). Fundamentos de la Teoría de Fracturamiento Hidráulico.

Mexico

Guia para el diseño de fracturamientos hidráulicos

Economides, M., & Kenneth, N. (2000). Reservoir Stimulation . England:

Wiley .

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