Devido à tendência dos polímeros ficarem retidos nas lacunas entre as partículas do suporte, a técnica convencional de fraturamento hidráulico com distribuição uniforme de areia apresenta limitações na estimulação de reservatórios de baixa, ultra baixa permeabilidade e de gás de xisto. A técnica de fraturamento hidráulico em canais, que forma canais de alta condutividade por meio da distribuição não uniforme de areia, pode aumentar eficazmente a produção de óleo e gás. A avaliação da eficácia da técnica de fraturamento por canais depende principalmente da taxa de canal formada pelo monte de areia. Utilizando critérios de similaridade, foi estabelecido um método experimental visualizado de simulação de fraturamento por canais, estudando sistematicamente os efeitos de múltiplos fatores como viscosidade do fluido de fraturamento, concentração do suporte, quantidade de fibras adicionadas, método de perfuração, tempo de pulso e volume de construção na morfologia da disposição do suporte e taxa de canal. Utilizando regressão de mínimos quadrados parciais e análise de importância da projeção de variáveis, foi estudado o grau de influência de cada fator na taxa de canal. Sob condições experimentais, o estudo mostrou que, para um volume de construção em campo de 4 a 6 m³/min e fluido de fraturamento com viscosidade de 150 a 250 mPa·s, quanto menor a concentração do suporte, maior a quantidade de fibras adicionadas, menor o tempo de pulso e maior o número de grupos de perfuração, maior a taxa de canal. A análise por regressão de mínimos quadrados parciais, análise de importância da projeção de variáveis e coeficiente de correlação de Pearson indicou que a ordem de influência dos fatores na taxa de canal foi: viscosidade do fluido de fraturamento > método de perfuração > tempo de pulso > concentração do suporte > concentração de fibras > volume.

fraturamento por canais;taxa de canal;visualização;regressão de mínimos quadrados parciais;importância da projeção de variáveis