Fracturamiento hidraulico (1)

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Fracturamiento hidraulico (1)

  1. 1. FRACTURAMIENTO HIDRAULICO FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  2. 2. INTEGRANTES Vanessa Rubio Muñoz Angélica Torres Guerrero Hans Cifuentes Bernal Juliana Pachón Rodríguez Fabián Peña Amaya Diego Torres Salcedo FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  3. 3. INDICE1. Definición2. Proceso3. Por que se hace4. Evolución5. Objetivos6. Beneficios7. Orientación de la fractura8. Factores que influyen en la fractura9. Geometría de la fractura10. Hidráulica de fracturamiento FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  4. 4. DEFINICIÓN FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  5. 5. DEFINICION Inyección de un fluido fracturante. Generar en ella canales de flujo (fracturas). Colocar elemento de empaque. Cuando la fractura se genera se sigue aplicando presión para extenderla. Ayuda al pozo a lograr una tasa de producción más alta. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  6. 6. PROCESO FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  7. 7. PROCESO Se bombean dos sustancias principales: apuntalantes y fluidos de fracturamiento. Apuntalantes: partículas que mantienen abiertas las fracturas. Fluidos de fracturamiento deben ser suficientemente viscosos. Dos etapas principales. Primera: no contiene apuntalante (Pad). Segunda: transporta el apuntalante. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  8. 8. POR QUE SE HACE FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  9. 9. POR QUE SE HACELa operación de fracturamiento hidráulico se realiza en un pozo las tres razones siguientes:1. Desviar el flujo, para evitar el daño en las vecindades del pozo y retornar a su productividad normal.2. Extender una ruta de conducto en la formación, así incrementar la productividad a sus máximos niveles.3. Alterar el flujo, de fluidos en la formación. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  10. 10. EVOLUCIÓN FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  11. 11. EVOLUCION El primer tratamiento de estimulación por fracturamiento hidráulico fue bombeado en el pozo Klepper No. 1 en Julio de 1947. Primeros tratamientos de fracturamiento hidráulico empleaban fluidos a base de hidrocarburos. Los fluidos a base de agua, tales como las soluciones de polímeros lineales, fueron introducidos en la década de 1960. Para mejorar la viscosidad térmica, los técnicos químicos agregaron sales metálicas. Hoy en día, los fluidos a base de polímeros reticulados se utilizan como rutina a temperaturas de pozos de hasta 232°C aprox. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  12. 12. EVOLUCION La recuperación del fluido con posterioridad al tratamiento requirió el agregado de agentes de oxidación resistentes. Se desarrollaron los rompedores encapsulados que permitieron concentraciones más altas de oxidantes y redujeron la cantidad de residuo de polímero en el empaque de apuntalante. La inclusión de fibras mejoró la capacidad de transporte de apuntalante de los fluidos. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  13. 13. EVOLUCION La generación más reciente de fluidos de fluidos de fracturamiento emplea surfactantes visco-elásticos no poliméricos de bajo peso molecular. Cuando el fluido entra en contacto con los hidrocarburos en el fondo del pozo, su viscosidad se reduce sustancialmente, lo cual favorece la recuperación eficiente y virtualmente los FUNDACION UNIVERSIDAD DE empaques de apuntalantes sin AMERICA
  14. 14. OBJETIVOS FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  15. 15. OBJETIVOSEl objetivo del fracturamiento hidráulico es mejorar la productividad de los pozos mediante la creación de un trayecto de flujo desde la formación hacia el pozo. Los tratamientos de fracturamiento convencionales rellenan completamente la fractura con apuntalante, lo que mantiene abierta la fractura para preservar el trayecto de la producción. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  16. 16. OBJETIVOSEsta técnica se utiliza básicamente para lograr el incremento de la conductividad del petróleo o gas y para reducir o eliminar el efecto de daño en los pozos. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  17. 17. OBJETIVOS Incremento de la tasa de flujo de petróleo y/o gas de yacimientos de baja y alta permeabilidad. Incremento de la tasa de petróleo en pozos que han sido dañados Conectar fracturas naturales presentes en la formación Disminuir el diferencial de presión alrededor del pozo para minimizar la producción de arena y/o asfáltenos Controlar la producción de escamas FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  18. 18. BENEFICIOS FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  19. 19. BENEFICIOS Disminución del daño Aumento de la conductividad Mayor área de flujo Mejoramiento de la producción FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  20. 20. ORIENTACIÓN DE LAFRACTURA FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  21. 21. ORIENTACIÓN DE LAFRACTURALa orientación de la fractura está íntimamente ligada al estado original de esfuerzos in-situ y al mecanismo que la genera. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  22. 22. ORIENTACIÓN DE LA FRACTURABajo esta condición y para el caso particular donde la fractura hidráulica es generada por tensión, la orientación de la fractura estará en dirección perpendicular a la menos tensión. Independientemente de las condiciones de terminación incluyendo la orientación preferencial de los disparos. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  23. 23. ORIENTACIÓN DE LAFRACTURAEl esfuerzo mínimo de los tres principales esfuerzos ortogonales de un punto en la formación productora, es el parámetro determinante que controla la geometría de la FUNDACION UNIVERSIDAD DE fractura. AMERICA
  24. 24. ORIENTACIÓN DE LAFRACTURA Esfuerzo Esfuerzo Esfuerzo tangencial normal cortante • Se encuentra • Aplicado en la • Esfuerzo de en la cara normal al corte que superficie del eje x. actúa en la plano sobre el cara normal a que actúa. la parte frontal de cuerpo. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  25. 25. ORIENTACIÓN DE LA FRACTURA Este esfuerzo mínimo se encuentra en el plano horizontal para la mayoría de los pozos petroleros. Una fractura se desarrolla perpendicular al mínimo esfuerzo y para el caso del fracturamiento hidráulico, si el mismo esfuerzo esta en el plano horizontal, entonces el desarrollo de la fractura será en el plano vertical. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  26. 26. ORIENTACIÓN DE LAFRACTURAPuede ser: FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  27. 27. ORIENTACIÓN DE LAFRACTURALos factores que tiene mayor influencia en la orientación de la fractura son, la presión de poro, el modulo de Poisson, el modulo de Young, dureza y compresibilidad de la roca. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  28. 28. ORIENTACIÓN DE LAFRACTURABasándose en la experiencia, las fracturas horizontales se producen a una profundidad menor a aproximadamente 2000 pies debido a la Tierra la sobrecarga en estas profundidades proporciona la tensión al director. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  29. 29. ORIENTACIÓN DE LA FRACTURASi se aplica presión al centro de una formación en estas condiciones relativamente poco profundas, la fractura es más probable que ocurra en el plano horizontal, ya que será más fácil para separarlos de la roca en esta dirección que en cualquier otro. En general, por lo tanto, estas fracturas son paralelas al plano de estratificación de la formación. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  30. 30. ORIENTACIÓN DE LA FRACTURAComo aumenta la profundidad más allá de aproximadamente 2000 pies, el aumento de sobrecarga de estrés por aproximadamente 1 psi / ft., Haciendo el esfuerzo de sobrecarga de la tensión dominante Esto significa que la tensión de confinamiento horizontal, ahora es el estrés lo principal. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  31. 31. ORIENTACIÓN DE LAFRACTURADado que las fracturas hidráulicamente inducidasse forman en la dirección perpendicular a la menortensión, la fractura resultante a profundidadesmayores de aproximadamente 2000 pies seorientan en la dirección vertical. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  32. 32. ORIENTACIÓN DE LAFRACTURAEn el caso en que una fractura puede cruzar un límite donde los cambios de esfuerzos principales de dirección, la fractura intentaría reorientarse perpendicular a la dirección del FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  33. 33. ORIENTACIÓN DE LAFRACTURAPor lo tanto, si una fractura se propaga desde mayor profundidad a menor profundidad en las formaciones, ella misma se reorienta desde una dirección vertical a una vía horizontal y extendida lateralmente a lo largo de los planos de estratificación de las capas de roca. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  34. 34. FACTORES QUEINFLUYEN EN UNAFRACTURA FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  35. 35. Esfuerzos LocalesCompresibilidad Presión De Roca Sobrecarga FACTORES Comportamiento Presión De De la Roca Poro FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  36. 36. ESFUERZOS LOCALES También llamados In situ Stresses. El concepto de esfuerzo se refiere a la capacidad que posee un cuerpo para soportar una carga por unidad de área, dependiendo de la dirección en la cual se aplica la fuerza en relación a la superficie. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  37. 37. ESFUERZOS LOCALES Esfuerzos Normales • Perpendicularmente al plano de aplicación • Se representan con la letra σ Esfuerzos De Corte • Paralelamente al plano de aplicación • Se representan con la letra τ. Esfuerzos Efectivos • Carga neta soportada por la estructura mineral sólida • Parte de la carga sea soportada por el fluido • Se representan con al letra σ’ FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  38. 38. ESFUERZOS LOCALES Se consideran positivos (+) cuando son de Compresión y negativos cuando son de Tensión (-). Depende de las condiciones de deposición y de eventos tectónicos ocurridos. Resulta en un campo de esfuerzos donde se combinan esfuerzos normales y de corte FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  39. 39. PRESIÓN DE SOBRECARGAPresión ejercida por el peso de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en los espacios porosos sobre una formación particular. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  40. 40. PRESIÓN DE SOBRECARGALa formación debe ser capaz de soportar mecánicamente las cargas bajo las cuales está sometida en todo momento. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  41. 41. PRESIÓN DE POROLa matriz rocosa solo se ve afectada por el esfuerzo efectivo, debido a que el fluido contenido en ella soporta parte del esfuerzo aplicado. σ’= σ - αpCuando la presión de poro disminuye, el esfuerzo efectivo se FUNDACION UNIVERSIDAD DE hace mayor AMERICA
  42. 42. PRESIÓN DE PORO Es más difícil iniciar una fractura cuando la formación ésta en su etapa madura. Por esto la energía a aplicar para iniciar y propagar la fractura es mayor. Si la presión de poro incrementa debido a la inyección de fluidos, permite iniciar la fractura más fácilmente FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  43. 43. COMPORTAMIENTO DE LAROCA La selección del modelo matemático para representar el comportamiento mecánico de la roca es muy importante. Existen desde el modelo lineal elástico hasta modelos complejos. Incluyen: • Comportamiento elástico • Interacciones roca-fluido • Temperatura FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  44. 44. COMPORTAMIENTO DE LAROCA Un cuerpo a sometido a una carga por esfuerzos esfuerzos, el mismo se deforma. La deformación depende de las constantes elásticas del material. El modelo más conocido es el lineal elástico, utilizado por su simplicidad. σ =E* Se fundamenta en los ε conceptos de esfuerzo (σ) y deformación (ε), los cuales relaciona la Ley de Hooke. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  45. 45. COMPORTAMIENTO DE LAROCA Modulo de Young Relación de Poisson Modelo poroelástico FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  46. 46. MODULO DE YOUNG Llamado también modulo de elasticidad. Se representa con al letra E. Medida de rigidez de la roca, a mayor valor de E, mayor es la rigidez. Afecta directamente a la propagación de la fractura:  A valores bajos se induce una fractura ancha, corta y de altura limitada  A valores grandes resultan en una fractura angosta, alta y de gran penetración horizontal. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  47. 47. RELACIÓN DE POISSON La roca es comprimida uniáxialmente, la misma se deforma en dos direcciones distintas, se acorta a lo largo del eje del esfuerzo y se expande lateralmente en el plano vertical al eje del esfuerzo. Se denomina con la letra V. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  48. 48. RELACIÓN DE POISSONSi definimos ambas deformaciones con sus respectivas ecuaciones, tenemos:El Módulo o Relación de Poisson (v) se define como la relación entre ambas deformaciones y es siempre positiva, de allí el signo negativo en la ecuación. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  49. 49. RELACIÓN DE POISSONCuando se incluyen los efectos de la porosidad y los fluidos contenidos en la roca en el modelo elástico, éste se convierte en un modelo poroelástico, el cual es ampliamente utilizado en simuladores comerciales para diseño de fracturamiento hidráulico. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  50. 50. MODELO POROELÁSTICO Uno de los más comunes criterios para definir los parámetros que representan el comportamiento de los fluidos contenidos en la roca, es el coeficiente poroelástico (α), llamada también “Constante de Biot”. Cuanto más alto es su valor, mayor es la eficiencia y menor el Esfuerzo Efectivo (σ’) aplicado sobre la matriz rocosa. Para pozos de aceite el valor de esta constante es de 0,70. Pyac → 0; α → 0 σ’ → σ ; Pyac → 0 FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  51. 51. COMPRESIBILIDAD DE LAROCA Mecanismo de expulsión de hidrocarburos. La compresión de la roca causa un aumento del espacio poroso interconectado. La compresibilidad es la única fuente de energía de FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  52. 52. COMPRESIBILIDAD DE LAROCA Compresibilidad Compresibilidad Compresibilidad total de la rocade los Poros (Cp) de la matriz (Cr) (Cb)• Cambio • Cambio • Cambio fraccional en fraccional en fraccional en volumen poroso volumen de la volumen bruto de la roca con roca sólida con de la roca con respecto al respecto al respecto al cambio unitario cambio unitario cambio unitario de presión de presión. de presión. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  53. 53. COMPRESIBILIDAD DE LAROCA Cuando se extrae fluido de una roca receptora, la presión interna cambia, aumentando la presión diferencial entre esta presión interna y la presión externa de sobrecarga que permanece constante. Esto trae como consecuencia el desarrollo de diferentes esfuerzos en la roca dando como resultado diferentes cambios, el cambio principal es el sufrido por los poros. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  54. 54. GEOMETRIA DE LAFRACTURA FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  55. 55. PARÁMETROS DE DISEÑOLas variables que debenconsiderarse el diseño del procesode fracturamiento son seis:1. Altura (HF), usualmentecontrolada por los diferentesesfuerzos in situ existente entre losdiferentes estratos.2. Modulo de Young (E) oresistência a la deformación de laroca.3. Pérdida de fluido, relacionadacon la permeabilidad de laformación y las características defiltrado del fluido fracturante. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  56. 56. PARÁMETROS DE DISEÑO4. Factor de intensidad deesfuerzo crítico ( KIC )(toughness). Resistenciaaparente de la fractura, dondedomina la presión requerida parapropagar la fractura.5. Viscosidad del fluido(m), afecta la presión neta en lafractura, la pérdida de fluido y eltransporte del apuntalante.6. Gasto de la bomba (Q), queafecta casi todo el proceso. Los valores de estas seisvariables dominan el proceso de fracturamiento. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  57. 57. MODELOS DE DISEÑOEl cálculo de la geometría de fractura es esencialmente una aproximación, debido a que se supone que el materiales isotrópico, homogéneo y linealmente elástico, lo cual sucede sólo en un material ideal; al comportarse este fluido como un modelo matemático, la h se convierte en la mayor inexactitud. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  58. 58. MODELOS DE DISEÑOTodos los procedimientos de diseño se basan en que la columna inyectada se divide en dos partes.Una parte es el fluido que se pierde por filtración y la otra es la que ocupa la fractura creada; por lo que no hay una ventaja de uno sobre otro. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  59. 59. MODELOS DE DISEÑOLos métodos se pueden dividir en tresgrupos, dependiendo de la forma que utilizan para calcularel espesor de fractura. Grupo 1. Modelos desarrollados por Perkins y Kern (1961) y Nordgren (1972). En ellos se supone que el espesor de fractura es proporcional a la altura de la misma. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  60. 60. MODELOS DE DISEÑOGrupo 2 Modelosdesarrollados porKristianovich y Zheltov(1955), LeTirant y Dupuy(1967), Geerstma y deKlerk(1969) y Daneshy (1973).Estos modelos proponenque el ancho de fractura esproporcional a la longitud dela misma, a diferencia dePerkins y Kern y Nordgren,que proponen laproporcionalidad con laaltura de la fractura. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  61. 61. MODELOS DE DISEÑOLas principales suposicionesentre los modelos PKN (Grupo1) y KGD (Grupo2) son lassiguientes: Ambos suponen que lafractura es plana y que sepropaga perpendicularmente almínimo esfuerzo.Suponen que el flujo defluidos es unidimensional (1D)a lo largo de la longitud defractura.Suponen que la fractura esfija en altura o completamenteconfinada. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  62. 62. MODELOS DE DISEÑO Grupo 3. Modelos tridimensionales y pseudo tridimensionales.Los modelos mencionados anteriormente están limitados debido a que se requiere especificar la altura de la fractura o asumir que se desarrollará una fractura radial.También la altura de la fractura varía del pozo a la punta de la fractura. Esto puede remediarse usando modelos planos tridimensionales (3D) y pseudo tridimensionales (P3D). FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  63. 63. HIDRAULICA DEFRACTURAMIENTO FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  64. 64. HIDRAULICA DE FRACTURAMIENTOLos fluidos para fracturamiento hidráulicos son diseñados para romper la formación y llevar el agente de sostén hasta el fondo de la fractura generada. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  65. 65. PROPIEDADES Y CARACTERISTICAS DEL FLUIDO DE FRACTURAMIENTO1. Un fluido de fractura tiene que ser compatible con el fluido de formación y compatible con la roca.  No debe generar ninguna emulsión con el petróleo o agua de formación.  No debe generar un bloqueo en el caso de yacimientos de gas seco.  No debe reaccionar químicamente con la roca.  No debe desestabilizar las arcillas. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  66. 66. PROPIEDADES YCARACTERISTICAS DEL FLUIDO DE FRACTURAMIENTO2. Un gel de fractura debe generar un ancho suficiente de fractura para que el agente de sostén penetre hasta la longitud deseada. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  67. 67. PROPIEDADES YCARACTERISTICAS DEL FLUIDO DE FRACTURAMIENTO3. El gel debe ser capaz de transportar el agente de sostén durante todo el tiempo que dura la operación.  Diferencia entre longitud de 30 a 300 mts.  A mayor profundidad se requiere que la viscosidad aumente para mantener la capacidad de transporte del agente de sostén. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  68. 68. PROPIEDADES Y CARACTERISTICAS DEL FLUIDO DE FRACTURAMIENTO4. Otra propiedad es el control de la pérdida de fluido, o eficiencia del fluido. Depende de:  Temperatura  Permeabilidad  Fluido de Formación FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  69. 69. PROPIEDADES Y CARACTERISTICAS DEL FLUIDO DE FRACTURAMIENTO5. Como los volúmenes de fluidos son muy grandes se requieren de fluidos de bajos costos.  No se puede siempre cumplir con todas estas propiedades y normalmente se debe llegar a alguno compromiso en el diseño. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  70. 70. PRESIONES DE ESTIMULACION: Presión de Fractura La presión de fractura en fondo de pozo (BHFP) es igual al gradiente de fractura por la profundidad. BHFP = FG X Depth BHFP es igual a la presión instantánea al cierre (ISIP) en la superficie + la presión hidrostática (Ph) en la cara de la formación. BHFP = ISIP + Ph FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  71. 71. PRESIONES DE ESTIMULACION: Presión de Fractura La presión de fractura en fondo ( BHFP) es igual a la presión de tratamiento en superficie (STP) “+” la presión hidrostática (Ph) “-” menos la caída de presión total (Pf).BHFP = STP + Ph - Pf FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  72. 72. PRESIONES DE ESTIMULACION: Presión de Fractura La caída de presión total es igual a las perdidas en la tubería (Pfpipe) “+” perdidas de fricción en las perforaciones (Pfperf) “+” las perdidas de fricción cerca del pozo (near-wellbore friction /Pfnwb).Pf = Pfpipe + Pfperfs + Pfnwb FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  73. 73. PRESIONES DE ESTIMULACION: Presión de Fractura La presión hidrostática (psi) es igual a un factor de conversión (0,052) multiplicado por la profundidad vertical (LF / en ft) y multiplicado por la densidad de fluido (en lb/gal). PH = lb/gal. x LF x 0.052 Tanto la perdida de fricción en la tubería como la perdida de presión en los perforados se determinan por pruebas de laboratorio. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  74. 74. EJERCICIOS1. ¿Cuál es la Presión de Fractura? Gradiente de Fractura: 0.75 psi/ft Profundidad: 6,250 ft  BHFP = Frac Gradient X Profundidad = 0.75 psi/ft x 6,250 ft = 4688 psi FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  75. 75. EJERCICIOS2. ¿Cuál es la Presión de Fractura? STP: 4,000 psi Prof: 12,500 ft Fluido: 10 ppg BHFP = ISIP + Ph = 4000 + (0.052x10x 12500) = 10500 psi FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  76. 76. EJERCICIOS3. ¿ Cuál es el ISIP? Gradiente de Fractura: 0.80 psi/ft Profundidad: 9,200 ft Fluido: 2% KCL(8.43 lpg) ISIP = BHFP - Ph ISIP= (0.80x9200) - (0.052x8.43x 9200) ISIP= 7360 – 4033 = 3327 psi. FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  77. 77. EJERCICIOS4. ¿ Cuál es el gradiente de fractura ? Prof: 12,500 ft BHFP: 10500 psi Gradiente = BHFP/ Prof. Gradiente= 10500 psi / 12500 ft Gradiente = 0.84 psi /ft FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA
  78. 78. VIDEO
  79. 79. GRACIAS POR SUATENCIÓN FUNDACION UNIVERSIDAD DE AMERICA

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