ES2348106T3

ES2348106T3 - Metodos y sistemas para la estimulacion de pozos usando fracturas de angulos multiples.

Info

Publication number: ES2348106T3
Application number: ES07824063T
Authority: ES
Inventors: Mohamed Y. Soliman
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Current assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2006-10-06
Filing date: 2007-10-05
Publication date: 2010-11-30
Anticipated expiration: 2027-10-05
Also published as: CA2665328C; PL2069607T3; EP2069607A1; DK2069607T3; US8874376B2; AU2007304000B2; EP2069607B1; DE602007008921D1; WO2008041010A1; ATE479824T1; AU2007304000A1; US20080083538A1; CA2665328A1

Abstract

Un método para fracturar una formación subterránea, en el que la formación subterránea comprende al menos una fractura existente y una boca del pozo, comprendiendo el método: determinar un conjunto de esfuerzos geomecánicos causados por al menos una fractura existente, en el que los esfuerzos geomecánicos incluyen al menos una distribución de esfuerzo tangencial alrededor de la boca del pozo; determinar al menos un ángulo de esfuerzo tangencial mínimo alrededor de la boca del pozo basado al menos en parte en los esfuerzos geomecánicos causados por al menos una de fractura existente; e iniciar una fractura posterior en la formación subterránea, en el que la fractura posterior se orienta alrededor de al menos un ángulo de esfuerzo tangencial mínimo.

Description

La presente invención se refiere de forma general a métodos, sistemas y a un aparato para inducir fracturas en una formación subterránea y más particularmente a métodos y a un aparato para emplazar una primera fractura con una primera orientación en una formación seguida de una segunda fractura con una segunda orientación angular en la formación.

Los pozos de aceite y gas a menudo producen hidrocarburos a partir de formaciones subterráneas. Ocasionalmente, se desea añadir fracturas adicionales a una formación subterránea ya fracturada. Por ejemplo, la fractura adicional puede ser deseada para un pozo de producción que se ha dañado previamente debido a factores, tales como, la migración de finos. Aunque la fractura existente puede aún existir, ya no es eficaz, o es menos eficaz. En una situación de este tipo, el esfuerzo causado por la primera fractura continúa existiendo, pero no contribuiría significativamente a la producción. En otro ejemplo, se pueden desear fracturas múltiples para aumentar la producción del depósito (véase, por ejemplo, el documento WO 018179 que se considera el documento de la técnica anterior más cercana y que describe un sistema del equipo especificado). Este escenario se puede usar también para mejorar la eficacia del barrido en pozos de recuperación potenciada, tal como, inyección de vapor por inundación de agua, etc. En otro ejemplo adicional, se pueden crear fracturas adicionales para inyectar con cortes de perforación.

Los métodos convencionales para iniciar las fracturas adicionales incluyen típicamente inducir fracturas adicionales con una orientación angular casi idéntica a las fracturas previas. Mientras que tales métodos incrementan el número de ubicaciones para el drenaje dentro de la boca del pozo, pueden no introducir nuevas direcciones para que los hidrocarburos fluyan dentro de la boca del pozo. El método convencional puede también no tener en cuenta, o más aún, utilizar alteraciones del esfuerzo alrededor de las fracturas existentes cuando se inducen nuevas fracturas.

Por tanto, existe una necesidad de un método mejorado para iniciar fracturas múltiples en la boca del pozo, cuando el método toma en cuenta las fuerzas tangenciales alrededor de la boca del pozo.

SUMARIO

La presente invención se refiere generalmente a métodos, sistemas y a un aparato para inducir fracturas en una formación subterránea y más particularmente a métodos y a un aparato para emplazar una primera fractura con una primera orientación en una formación seguida de una segunda fractura con una segunda orientación angular en la formación.

Un método ejemplar de la presente invención es para fracturar una formación subterránea. La formación subterránea incluye la boca del pozo que tiene un eje. Una primera fractura se induce en la formación subterránea. La primera fractura se inicia aproximadamente en una ubicación de fracturación. La iniciación de la primera fractura se caracteriza por una primera línea de orientación. La primera fractura altera temporalmente un campo de esfuerzos en la formación subterránea. Una segunda fractura se induce en la formación subterránea. La segunda fractura se inicia alrededor de la ubicación de fracturación. La iniciación de la segunda fractura se caracteriza por una segunda línea de orientación. La primera línea de orientación y la segunda línea de orientación tienen una disposición angular entre sí.

Una primera herramienta de fracturación ejemplar de acuerdo con la presente invención incluye un cuerpo de herramienta para recibir un fluido, comprendiendo el cuerpo de herramienta una pluralidad de secciones de fracturación, en la que cada una de las secciones de fracturación incluye al menos una abertura para suministrar el fluido dentro de la formación subterránea en una orientación angular; y un manguito dispuesto en el cuerpo de herramienta para desviar el fluido a al menos una de las secciones de fracturación, mientras que impide que el fluido salga a través de otra de las al menos una de las secciones de la fracturación.

Un sistema ejemplar para fracturar una formación subterránea de acuerdo con la presente invención incluye una conducción al fondo de la perforación seleccionada a partir del grupo que consiste de una sarta de perforación y de una tubería en serpentín, en la que la conducción al fondo de la perforación se dispone al menos parcialmente en la boca del pozo; un mecanismo de accionamiento configurado para mover la conducción al fondo de la perforación en la boca del pozo; una bomba acoplada a la conducción al fondo de la perforación para hacer que fluya un fluido a través de la conducción al fondo de la perforación; y un ordenador configurado para controlar la operación del mecanismo de accionamiento y de la bomba.

La herramienta de fracturación incluye un cuerpo de herramienta para recibir el fluido, comprendiendo el cuerpo de herramienta una pluralidad de secciones de fracturación, en la que cada una de las secciones de fracturación incluye al menos una abertura para suministrar el fluido dentro de la formación subterránea en una orientación angular y un manguito dispuesto en el cuerpo de herramienta para desviar el fluido a al menos una de las secciones de fracturación mientras que impide que el fluido salga por otra de las al menos una de las secciones de fracturación.

Las características y ventajas de la presente invención serán aparentes para aquellos expertos en la materia. Aunque se pueden hacer numerosos cambios por aquellos expertos en la materia, tales cambios están dentro del espíritu de la invención. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS

Estos dibujos ilustran ciertos aspectos de algunas de las realizaciones de la presente invención, y no deben usarse para limitar o definir la invención.

La Figura 1 es un diagrama en bloque esquemático de la boca del pozo y del sistema para la fracturación.

La Figura 2A es una representación gráfica de la boca del pozo en una formación subterránea y de los principales esfuerzos en la formación.

La Figura 2B es una representación gráfica de la boca del pozo en una formación subterránea que se ha fracturado y de los esfuerzos principales en la formación.

La Figura 3 es un diagrama de flujo que ilustra un método ejemplar para fracturar una formación de acuerdo con la presente invención.

La Figura 4 es una representación gráfica de la boca del pozo y de fracturas múltiples con ángulos diferentes y de las ubicaciones de fracturación en la boca del pozo.

La Figura 5 es una representación gráfica de una formación con una región de alta permeabilidad con dos fracturas.

La Figura 6 es una representación gráfica del drenaje en una boca del pozo horizontal fracturada con orientaciones angulares diferentes.

Las Figuras 7A, 7B y 7C ilustran una vista transversal de un herramienta de fracturación que muestra ciertas características opcionales de acuerdo con

una implementación ejemplar.

La Figura 8 es una representación gráfica del drenaje de una boca del pozo vertical fracturada con orientaciones angulares diferentes.

La Figura 9 es una representación gráfica de una herramienta de fracturación que gira en la boca del pozo horizontal y de las fracturas inducidas por las herramientas de fracturación. DESCRIPCIÓN DETALLADA

La presente invención se refiere de forma general a métodos, sistemas y a un aparato para inducir fracturas en una formación subterránea y más particularmente, a métodos y a un aparato para emplazar una primera fractura con una primera orientación en una formación seguida de una segunda fractura con una segunda orientación angular en la formación. Adicionalmente, la presente invención se puede usar en perforaciones entubadas u orificios abiertos.

Los métodos y el aparato de la presente invención podrán permitir la productividad del pozo aumentada mediante la introducción de fracturas múltiples inducidas con ángulos diferentes entre sí en la boca del pozo.

La Figura 1 representa una representación esquemática de la boca del pozo subterránea 100 a través de la que se puede inyectar un fluido dentro de una región de la formación subterránea que circunda la boca del pozo 100. El fluido puede ser de cualquier composición adecuada para la operación de inyección particular que tiene que realizarse. Por ejemplo, cuando los métodos de la presente invención se usan de acuerdo con un tratamiento de estimulación de fracturas, se puede inyectar un fluido de fracturación dentro de una formación subterránea de tal forma que se cree o se extienda una fractura en una región de la formación que circunda la boca del pozo 12 y generar señales de presión. El fluido se puede inyectar mediante un dispositivo de inyección 105 (por ejemplo, una bomba). En el cabezal de pozo 115, se usa un dispositivo de conducción al fondo de la perforación 120 para suministrar y posicionar una herramienta de fracturación 125 en una ubicación en la boca del pozo 100. En algunas implementaciones ejemplares, el dispositivo de conducción al fondo de la perforación 120 puede incluir una tubería en serpentín. En otras implementaciones ejemplares, el dispositivo de conducción al fondo de la perforación 120 puede incluir una sarta de perforación que es capaz tanto de mover la herramienta de fracturación 125 a lo largo de la boca del pozo 100 como de girar la herramienta de fracturación 125. El dispositivo de conducción al fondo de la perforación 120 se puede accionar mediante un mecanismo de accionamiento 130. Se pueden fijar uno o más sensores al dispositivo de conducción al fondo de la perforación 120 y configurarse para enviar señales a una unidad de control 135. La unidad de control 135 se acopla a la unidad de accionamiento 130 para controlar la operación de la unidad de accionamiento. La unidad de control 135 se acopla al dispositivo de inyección 105 para controlar la inyección del fluido dentro de la boca del pozo 100. La unidad de control 135 incluye uno o más procesadores y almacenamiento de datos asociados.

La Figura 2 es una ilustración de una boca del pozo 205 que pasa a través de una formación 210 y de los esfuerzos en la formación. En general, la roca de formación está sometida por el peso de cualquier cosa encima de la misma, es decir, esfuerzos de sobrecarga σz. Mediante la regla de Poisson, estos esfuerzos y los efectos de presión en la formación se traducen en esfuerzos horizontales σxy σy. Sin embargo, en general, la razón de Poisson no es consistente debido a la aleatoriedad de la roca. También, características geológicas, tales como, la bajada en pendiente de la formación y los esfuerzos tectónicos pueden causar otros esfuerzos. Por lo tanto, en la mayoría de los casos, σxy σy son diferentes.

La Figura 2B es una ilustración de la boca del pozo 205 que pasa a través de la formación 210 después de que se ha inducido una fractura 215 en la formación 210. Asumiendo para este ejemplo que σx es menor que σy, la fractura 215 se extenderá en la dirección y. Sin embargo La orientación de la fractura está en la dirección x. Como se ha usado en este documento, la orientación de una fractura se define como un vector perpendicular al plano de fractura.

A medida que se abre la fractura 215, las caras de fractura tienen que empujarse en la dirección x. Debido a que los bordes de formación no se pueden mover, la roca se comprime más, no obstante, incrementando las molestias de σxy σy a diferentes grados. Con el paso del tiempo, la fractura tenderá a cerrarse a medida que la roca se mueve de regreso a su forma original debido al σx aumentado. El cambio en los dos esfuerzos horizontales cambiará el esfuerzo periférico (esfuerzo tangencial alrededor de la boca del pozo). Sin embargo, mientras que la fractura se cierra, los esfuerzos en la formación causarán una fractura posterior que se propaga en una nueva dirección mostrada por la fractura proyectada 220. El método, sistema y aparato de acuerdo con la presente invención tienen por objeto inducir fracturas, tales como, la fractura proyectada 220, mientras que el campo de

5 esfuerzos en la formación 210 se altera temporalmente por una fractura anterior, tal como, la fractura 215.

Si se evita que la fractura existente tome cualquier fluido adicional (mediante medios químicos o mecánicos) el nuevo esfuerzo periférico favorecerá la iniciación de una fractura a un ángulo con respecto a la primera

10 fractura. El esfuerzo tangencial mínimo estará entre 0 y 90 grados. Este valor dependerá de la magnitud de los esfuerzos horizontales mínimo y máximo, la anchura de la fractura y del esfuerzo neto conseguido durante la creación de la primera fractura. El esfuerzo tangencial no será de 90 grados aun cuando los esfuerzos horizontales iniciales son iguales.

15 Lo anterior se ilustra mediante el siguiente ejemplo. La ecuación general para la distribución del esfuerzo (periférico) tangencial se da a continuación:

imagen1

El esfuerzo tangencial forma un perfil alrededor de la boca del pozo. El

20 valor mínimo ocurre a un ángulo, θ, de cero. El valor del esfuerzo tangencial es el máximo en la superficie de la boca del pozo. Disminuye rápidamente a un valor igual al esfuerzo principal perpendicular dentro de un pequeño radio de la boca del pozo. Por otro lado, el esfuerzo axial es igual a cero en la boca del pozo.

25 En la Figura 10 se ilustra el esfuerzo periférico antes y después de la creación de la primera fractura dados los datos del depósito expuestos en la Tabla 1 a continuación. Tabla 1 – Parámetros de entrada por ejemplo

Parámetro: Valor Parámetro Valor

σmin, psi: 6000 Presión del poro, psi 5000

σmáx, psi: 6500 Presión neta, psi 500

σr, psi: 7000 Radio de la boca del pozo, ft 0,25

A partir de la Figura 10, esta claro que ha sucedido lo siguiente:

•: La magnitud del esfuerzo tangencial en toda la boca del pozo ha incrementado. El mayor incremento ocurrió justo cerca de donde se creó la primera fractura.

•: La ubicación del esfuerzo tangencial mínimo se ha movido a partir de un ángulo Theta de cero a un ángulo de Theta +38º y -38º.

•: Existen dos orientaciones preferidas para la segunda fractura. La presencia de la perforación/eyección determinará qué orientación sería la orientación real de la fractura. La heterogeneidad litológica también puede jugar un papel importante en

la determinación de la orientación de la fractura. Es altamente deseable orientar la segunda fractura en la orientación preferida para minimizar la tortuosidad. La técnica usada para crear la primera fractura se aplicará cuando se cree la segunda fractura.

Después de la creación de una segunda fractura, se esperaría que los cambios del esfuerzo tangencial fueran más significantes en la orientación de una tercera o una fractura posterior. Además, la asimetría del sistema se perdería. La Figura 11 ilustra el perfil de esfuerzos tangenciales en el primer cuadrante para la condición dada en la Figura 10 después de crear dos fracturas. El esfuerzo tangencial mínimo ocurrirá a aproximadamente 52 grados y a un valor ligeramente mayor que 4700 psi.

El esfuerzo tangencial después de crear la primera fractura se calculó calculando primero el incremento del esfuerzo debido a la presencia de la fractura. Asumiendo que la anchura de la fractura es demasiado pequeña para afectar la forma circular del pozo, se pudo calcular la presión tangencial usando métodos convencionales. Un método más preciso es hacer este cálculo usando un simulador numérico. Sin embargo, lo más probable es que el cambio potencial en el ángulo sea demasiado pequeño para ser un efecto significante en condiciones de operación reales.

Esta invención se puede usar también para crear múltiples fracturas longitudinales que intersectan un pozo horizontal. Si el pozo horizontal se perfora en la dirección del esfuerzo máximo se espera normalmente una fractura longitudinal. Esta fractura longitudinal se puede crear en situaciones que impliquen fracturas de orificios abiertos, perforaciones con orificios entubados y entubados ranurados. La forma preferida es crear la perforación o ranura u otros medios de comunicación a lo largo de la parte superior e inferior del pozo. Un método para crear los medios de comunicación es mediante propulsión por chorro.

La Figura 3 es una ilustración del diagrama de flujo de una implementación ejemplar de un método de la presente invención, mostrado de forma general con el número 300. El método incluye determinar uno o más esfuerzos geomecánicos en una ubicación de fracturación en la etapa 305. En algunas implementaciones, se puede omitir la etapa 305. En algunas implementaciones, esta etapa incluye determinar una dirección del esfuerzo mínimo real en la ubicación de fracturación. En una implementación ejemplar, se usa la información de los medidores de inclinación o ensayos microsísmicos realizados en los pozos vecinos para determinar los esfuerzos geomecánicos en la ubicación de fracturación. En algunas implementaciones, se determinan los esfuerzos geomecánicos en una pluralidad de posibles ubicaciones de fracturación para encontrar una o más ubicaciones para la fractura. La etapa 305 se puede realizar mediante la unidad de control 305 a través de un ordenador con uno o más procesadores y almacenamiento de datos asociados.

El método 300 incluye además inducir una primera fractura alrededor de la ubicación de fracturación en la etapa 310. La primera iniciación de fractura se caracteriza por una primera línea de orientación. En general, la orientación de una fractura se define como un vector normal al plano de fractura. En este caso, la primera línea de orientación característica se define por la iniciación de fractura en lugar de por su propagación. En ciertas implementaciones ejemplares, la primera fractura es sustancialmente perpendicular a una dirección de esfuerzo mínimo en la ubicación de fracturación en la boca del pozo.

La iniciación de la primera fractura altera temporalmente el campo de esfuerzos en la formación subterránea, como se ha descrito anteriormente con respecto a las Figuras 2A y 2B. La duración de la alteración del campo de esfuerzos se puede basar en factores, tales como, el tamaño de la primera fractura, las mecánicas de la roca de la formación, el fluido de fracturación y agentes de sostén inyectados posteriormente, si existen. Debido a la naturaleza temporal de la alteración del campo de esfuerzos en la formación, existe un tiempo limitado para que el sistema inicie una segunda fractura alrededor de la ubicación de fracturación antes de que se haya disipado la alteración de los esfuerzos temporales por debajo de un nivel que dará como resultado una fractura posterior en la fracturación que se está reorientando provechosamente. Por lo tanto, en la etapa 315 se inicia una segunda fractura alrededor de la ubicación de fracturación antes de que se hayan disipado los esfuerzos temporales de la primera fractura. En algunas implementaciones, la primera y segunda fracturas se reproducen dentro de 24 horas una con respecto a la otra. En otras implementaciones ejemplares, la primera y segunda fractura se inician dentro de cuatro horas una con respecto a la otra. En otras implementaciones adicionales, la primera y segunda fractura se inician dentro de una hora una con respecto a la otra.

La iniciación de la segunda fractura se caracteriza por una segunda línea de orientación. La primera línea de orientación y la segunda línea de orientación tienen una disposición angular entre sí. El plano en el que se mide la disposición angular puede variarse basándose en la herramienta y técnicas de fracturación. En algunas implementaciones ejemplares, la disposición angular se mide sobre un plano sustancialmente normal al eje de la boca del pozo en la ubicación de fracturación. En algunas implementaciones ejemplares, la disposición angular se mide sobre un plano sustancialmente paralelo al eje de la boca del pozo en la ubicación de fracturación.

En algunas implementaciones ejemplares, la etapa 315 se realiza usando una herramienta de fracturación 125 que es capaz de facturar en diferentes orientaciones sin tener que girarse por la unidad de accionamiento

130. Una herramienta de este tipo se puede usar cuando la conducción al fondo de la perforación 120 es una tubería en serpentín. En otras implementaciones, la disposición angular entre las iniciaciones de fracturas se produce por la unidad de accionamiento 130 que gira una sarta de perforación

o de lo contrario reorienta la herramienta de fracturación 125. En general puede existir una disposición angular arbitraria entre las líneas de orientación. En algunas implementaciones ejemplares, la orientación angular está entre 45º y 135º. Más específicamente, en algunas implementaciones ejemplares, la orientación angular es aproximadamente 90º. En otras implementaciones adicionales, la orientación angular es oblicua.

En la etapa 320, el método incluye iniciar una o más fracturas adicionales alrededor de la ubicación de fracturación. Cada una de las iniciaciones de fracturas adicionales se caracteriza por una línea de orientación que tiene una disposición angular con respecto a las líneas de orientación existentes de las fracturas inducidas alrededor de la ubicación de fracturación. En algunas implementaciones ejemplares, se omite la etapa 320. La etapa 320 puede ser particularmente útil cuando se fracturan betas de carbón o formaciones de diatomeas.

La herramienta de fracturación se puede reposicionar en la boca del pozo para iniciar una o más fracturas adicionales en una o más ubicaciones de fracturación adicionales en la etapa 325. Por ejemplo, las etapas 310, 315 y opcionalmente 320 se pueden realizar para una o más ubicaciones de fracturas adicionales en la boca del pozo. Una implementación ejemplar se muestra en la Figura 4. Las fracturas 410 y 415 se inician alrededor de una primera ubicación de fracturación en la boca del pozo 405. Las fracturas 420 y 425 se inician alrededor de una segunda ubicación de fracturación en la boca del pozo 405. En algunas implementaciones, tales como, aquéllas mostradas en la Figura 4, las fracturas en dos o más ubicaciones de fracturación, tales como, las fracturas 410-425, tienen cada una orientaciones de iniciación que difieren angularmente entre sí. En otras implementaciones, las fracturas en dos o más ubicaciones de fracturación tienen orientaciones de iniciación que son sustancialmente iguales de forma angular. En ciertas implementaciones, la orientación angular se puede determinar en base a los esfuerzos geomecánicos alrededor de la ubicación de fracturación.

La Figura 5 es una ilustración de una formación 505 que incluye una región 510 con permeabilidad aumentada, con relación a otras porciones de formación 505 mostradas en la figura. Cuando la fractura incrementa la producción de hidrocarburos, es generalmente deseable fracturar dentro de una región con mayor permeabilidad, tal como, la región 510. Sin embargo, la región de mayor permeabilidad 510 reduce el esfuerzo en la dirección hacia la región 510 de manera que una fractura tenderá a extenderse en paralelo a la región 510. En la implementación de fracturación mostrada en la Figura 5, se induce una primera fractura 515 sustancialmente perpendicular a la dirección del esfuerzo mínimo. La primera fractura 515 altera el campo de esfuerzos en la formación 505 de manera que se puede iniciar una segunda fractura 520 en la dirección de la región 510. Una vez que la fractura 520 consigue la región 510 puede tender a seguir la región 510 debido al campo de esfuerzos en el interior de la región 510. En esta implementación, la primera fractura 515 se puede referir como una fractura de sacrificio debido a que su propósito principal era simplemente alterar temporalmente el campo de esfuerzos en la formación 505, permitiendo que se propague la segunda fractura 520 dentro de la región

510.

La Figura 6 ilustra un drenaje de fluido de una formación dentro de una boca del pozo horizontal 605 que se ha fracturado de acuerdo con el método

100. En esta situación, se aumenta el área superficial eficaz para el drenaje en la boca del pozo 605, con relación a la fracturación en solamente una orientación angular. En el ejemplo mostrado en la Figura 6, los fluidos que fluyen a lo largo de los planos 610 y 615 son capaces de entrar en la boca del pozo 605. Además, flujo en la fractura 615 no tiene que entrar de forma radial en la boca del pozo, causándole una constricción al fluido. La Figura 6 muestra también el flujo que entra en la fractura 615 de forma paralela; que fluye después a través de la fractura 615 de forma paralela a la fractura 610. Este escenario causa una canalización del flujo muy eficaz dentro de la boca del pozo.

En general, fracturas adicionales, independientemente de sus orientaciones, proporcionan más drenaje en la boca del pozo. Cada fractura drenará una porción de la formación. Sin embargo, fracturas múltiples que tienen diferentes orientaciones angulares proporcionan mayor volumen de cobertura de la formación, como se muestra por las áreas de drenaje ejemplares ilustradas en la Figura 8. El volumen aumentado de la formación drenada a través de fracturas múltiples con orientaciones diferentes puede causar que el pozo produzca más fluido por unidad de tiempo.

Una vista recortada de una herramienta de fracturación ejemplar 125, mostrada de forma general con el número 700, que se puede usar con el método 300 se muestra en las figuras 7A-7C. La herramienta de fracturación 700 incluye al menos dos secciones de fracturación, tales como, las secciones de fracturación 705 y 710. Cada una de las secciones 705 y 710 se configura para fracturar en una orientación angular, en base al diseño de la sección. En una implementación ejemplar, el fluido que fluye de la sección 710 se puede orientar oblicuamente, tal como, entre 45º y 90º, con respecto al fluido que fluye de la sección 705. En otra implementación, los flujos del fluido de las secciones

705 y 710 son sustancialmente perpendiculares.

La herramienta de fracturación incluye un miembro de selección 715, tal como, un manguito, para activar u obstaculizar el flujo de fluido de una o más secciones 705 y 710. En la implementación ilustrada, el miembro de selección 715 es un manguito deslizante, que se sujeta in situ a través de, por ejemplo, un retén. Aunque el miembro de selección 715 está en la posición mostrada en la figura 7A, el fluido que entra en el cuerpo de herramienta 700 sale a través de la sección 705.

Una válvula, tal como, la válvula de balón 725 se dispone al menos parcialmente en el cuerpo de herramienta 700. La válvula de balón 725 incluye un brazo de accionamiento que permite que la válvula de balón 725 deslice a lo largo del interior del cuerpo de herramienta 700, pero que no salga del cuerpo de herramienta 700. De esta forma, la válvula de balón 725 evita que el fluido salga desde el extremo de la herramienta de fracturación 120. Se puede evitar que el extremo de la válvula de balón 725 con el brazo de accionamiento salga del cuerpo de herramienta 700 a través de, por ejemplo, un asiento de balón (no mostrado).

La herramienta de fracturación comprende además un miembro de liberación, tal como, un dardo 720, asegurado por detrás del manguito deslizante. En una implementación ejemplar, el dardo se asegura in situ usando, por ejemplo, una ranura con forma de J.

En una implementación ejemplar, una vez que se ha inducido la fractura a través de las secciones 705, se libera el dardo 720. En otra implementación ejemplar, el dardo se libera rápidamente y brevemente siguiendo el pozo para liberar un gancho con forma de j fijado al dardo 725 desde una ranura. En otras implementaciones ejemplares, la liberación del dardo 720 se puede controlar mediante la unidad de control 135 activando un accionador para liberar el dardo

720. Como se muestra en la figura 7B, el dardo 720 causa que el miembro de selección 715 se mueva hacia delante causando que el fluido salga a través de las secciones 710.

Como se muestra en la Figura 7C, la válvula de balón 725 con el brazo de accionamiento puede reajustar la herramienta forzando el dardo 720 de regreso dentro de un estado de bloqueo en el cuerpo de herramienta 700. La válvula de balón 725 puede forzar también al miembro de selección 715 de regreso a su posición original, antes de que se inicie la fracturación. La válvula de balón 725 se puede forzar de regreso dentro del cuerpo de herramienta 700 mediante, por ejemplo, el flujo del pozo.

Otra herramienta de fracturación ejemplar 125 se muestra en la figura 9. El cuerpo de herramienta 910 recibe el fluido de fracturación a través de una sarta de perforación 905. El cuerpo de herramienta tiene un interior y un exterior. Los pasos de fracturación pasan desde el interior hacia el exterior a un ángulo, causando que el fluido salga del cuerpo herramienta 910 a un ángulo, con respecto al eje de la boca del pozo. Debido a la orientación angular de los pasos de fracturación, se pueden inducir fracturas múltiples con diferentes orientaciones angulares en la formación reorientando el cuerpo de herramienta

810. En una implementación ejemplar, el cuerpo de herramienta se hace girar para reorientar al cuerpo de herramienta a 810 para inducir una fractura en orientaciones diferentes y crear las fracturas 915 y 920. Por ejemplo, el cuerpo de herramienta se puede hacer girar aproximadamente 180º. En la implementación ejemplar mostrada en la figura 9 en la que se inducen las fracturas 915 y 920 en una porción horizontal o desviada de la boca del pozo, la sarta de perforación 805 se puede hacer girar más del giro deseado del cuerpo de herramienta 910 para acabar con la fricción.

Por lo tanto, la presente invención se adapta muy bien para conseguir los objetivos y ventajas mencionados anteriormente, así como aquéllos que inherentes a este documento. Las realizaciones particulares descritas anteriormente sólo son ilustrativas, puesto que la presente invención se puede modificar e implementar en formas diferentes pero equivalentes aparentes para aquellos expertos en la materia que tienen el beneficio de las enseñanzas de este documento. Adicionalmente, no se tiene por objeto limitar los detalles de construcción o de diseño mostrados en este documento, distintos de aquellos descritos en las reivindicaciones a continuación. Por lo tanto, es evidente que las realizaciones ilustrativas particulares descritas anteriormente se pueden alterar o modificar y todas de tales variaciones se consideran dentro del alcance y espíritu de la presente invención. También, los términos en las reivindicaciones tienen significados simples y ordinarios a menos que definan explícitamente y claramente lo contrario por el titular de la patente.

Claims

REIVINDICACIONES

1.

Un método para fracturar una formación subterránea, en el que la formación subterránea comprende al menos una fractura existente y una boca del pozo, comprendiendo el método:

determinar un conjunto de esfuerzos geomecánicos causados por al menos una fractura existente, en el que los esfuerzos geomecánicos incluyen al menos una distribución de esfuerzo tangencial alrededor de la boca del pozo; determinar al menos un ángulo de esfuerzo tangencial mínimo alrededor de la boca del pozo basado al menos en parte en los esfuerzos geomecánicos causados por al menos una de fractura existente; e iniciar una fractura posterior en la formación subterránea, en el que la fractura posterior se orienta alrededor de al menos un ángulo de esfuerzo tangencial mínimo.
2.

El método de la reivindicación 1, comprendiendo además: sellar la al menos una fractura existente antes de iniciar la siguiente fractura en el boca del pozo.
3.

El método de la reivindicación 1, en el que determinar al menos un ángulo de esfuerzo tangencial mínimo alrededor de la boca del pozo se además, al menos en parte, en el campo de esfuerzos inicial sin fracturas existentes.
4.

El método de la reivindicación 1, en el que al menos una fractura existente incluye una primera fractura que se propaga sustancialmente perpendicular a un esfuerzo horizontal mínimo.
5.

Un sistema para fracturar una formación subterránea, en el que la formación subterránea comprende al menos una fractura existente y una boca del pozo, comprendiendo el sistema:

al menos un procesador configurado para: determinar un conjunto de esfuerzos geomecánicos causados por al menos una de fractura existente, en el que los esfuerzos

geomecánicos incluyen al menos una distribución de esfuerzo

tangencial alrededor de la boca del pozo; y determinar al menos un ángulo de esfuerzo tangencial mínimo alrededor de la boca del pozo, basado al menos en parte en los esfuerzos geomecánicos causados por al menos una fractura existente; y una herramienta de fracturación configurada para:

iniciar una fractura posterior en una formación subterránea, en el que la fractura posterior se orienta alrededor de al menos un ángulo de esfuerzo tangencial mínimo.
6.

El sistema de la reivindicación 5, comprendiendo además al menos una

herramienta para: sellar la al menos una fractura existente antes de iniciar la fractura posterior en la boca del pozo.
7.

El sistema de la reivindicación 5, en el que determinar al menos un ángulo de esfuerzo tangencial mínimo alrededor de la boca del pozo se basa además, al menos en parte, en el campo inicial de esfuerzos sin las fracturas existentes.
8.

El sistema de la reivindicación 5, en el que la herramienta de fracturación

se configura además para: iniciar una primera fractura que se propaga sustancialmente perpendicular a un esfuerzo horizontal mínimo.
9.

Un programa de ordenador para usarse en la fracturación de una formación subterránea, que comprende instrucciones ejecutables almacenas en un medio tangible, en el que la formación subterránea comprende al menos una fractura existente y una boca del pozo, y en el que las instrucciones ejecutables causa que al menos un procesador:

determine un conjunto de esfuerzos geomecánicos causados por al menos una fractura existente, en el que los esfuerzos geomecánicos incluyen al menos una distribución de esfuerzo tangencial alrededor de la boca del pozo; y determine al menos un ángulo de esfuerzo tangencial mínimo alrededor de la boca del pozo, basado al menos en parte en los esfuerzos geomecánicos causados por al menos una fractura existente.

5 10. El programa de ordenador de la reivindicación 9, en el que las

instrucciones ejecutables causan además que el al menos un procesador: determine una presión mínima para iniciar la fractura posterior en uno de los al menos un ángulo de esfuerzo tangencial mínimo.

10 11. El programa de ordenador de la reivindicación 9, en el que la instrucción ejecutable que causa que el al menos un procesador determine al menos un ángulo de de esfuerzo tangencial mínimo alrededor de la boca del pozo causa además que el al menos un procesador determine al menos un ángulo de esfuerzo tangencial mínimo alrededor de la boca del pozo basándose al menos

15 en parte en el campo inicial de esfuerzos sin las fracturas existentes.
12. El programa de ordenador de la reivindicación 9, en el que al menos una fractura existente incluye una primera fractura que se propaga sustancialmente perpendicular a un esfuerzo horizontal mínimo.