MÉTODO Y SISTEMA PARA TRATAR UNA FORMARCIÓN SUBTERRÁNEA
USANDO DESVIACIÓN
ANTECEDENTES Esta invención se relaciona generalmente con un método y sistema para tratar una formación subterránea usando desviación. Los métodos de tratamiento de pozo de sondeo frecuentemente se usan para aumentar la producción de hidrocarburo usando un fluido de tratamiento para afectar una formación subterránea de una manera que aumente el flujo de petróleo o gas de la formación al pozo de sondeo para remoción a la superficie. La fracturación hidráulica y estimulo químico son métodos de tratamiento comunes usados en un pozo de sondeo. La fracturación hidráulica involucra inyectar fluidos hacia una formación subterránea a presiones tales suficientes para formar fracturas en la formación, las fracturas aumentando el flujo desde la formación al pozo de sondeo. En el estímulo químico, la capacidad de flujo se mejora usando productos químicos para alterar las propiedades de formación, tales como aumentar la permeabilidad efectiva disolviendo materiales en o grabando la formación subterránea. Un pozo de sondeo puede ser un agujero abierto o un agujero entubado en donde una tubería de metal
(alojamiento) se coloca en el agujero perforado y frecuentemente se cementa en su lugar. En un agujero abierto, se puede instalar un recubrimiento ranurado o pantalla. En un pozo de sondeo entubado, el entubado o alojamiento (y cemento si está presente) típicamente se perfora en ubicaciones especificadas para permitir el flujo de hidrocarburo hacia el pozo de sondeo o permitir que fluidos de tratamiento fluyen desde el pozo de sondeo a la formación. Para tener acceso al hidrocarburo efectiva y eficientemente, es deseable dirigir el fluido de tratamiento a zonas de meta de interés en una formación subterránea. Puede haber zonas de meta de interés dentro de varias formaciones subterráneas o múltiples capas dentro de una formación particular que se prefieren para tratamiento. En estas situaciones, se prefiere tratar las zonas de meta o múltiples capas tratar ineficientemente zonas o capas que no son de interés. En general, el fluido de tratamiento fluye a lo largo de la trayectoria de menor resistencia. Por ejemplo, en una formación grande que tiene múltiples zonas, un fluido de tratamiento tendería a disiparse en las porciones de la formación que tienen el gradiente de presión más bajo o porciones de la formación que requieren la menor fuerza para iniciar una fractura. De manera similar en pozos
horizontales, y particularmente aquellos pozos horizontales que tienen laterales largos, el fluido de tratamiento se disipa en las porciones de la formación que requieren fuerzas inferiores para iniciar una fractura (frecuentemente cerca del talón de la sección lateral) y menos fluido de tratamiento se proporciona a otras porciones de la lateral. Asimismo, es deseable evitar estimular zonas indeseables, tales como zonas que contienen agua o zonas que no contienen hidrocarburo. De esta manera, es de ayuda usar métodos para desviar el fluido de tratamiento a zonas de meta de interés o lejos de zonas indeseables. Los métodos de desviación se sabe que facilitar en tratamiento de un intervalo o intervalos específicos. Los selladores de bola son dispositivos mecánicos que se usan frecuentemente para sellar perforaciones en algunas zonas, desviando de esta manera los fluidos de t6ratamiento a otras perforaciones. En teoría, el uso de selladores de bola para sellar perforaciones permite que el tratamiento prosiga zona por zona dependiendo de la presión de ruptura- relativa o permeabilidad. Pero frecuentemente, los selladores de bola se asientan prematuramente en una o más de las perforaciones abiertas, resultando en dos o más zonas que se están tratando simultáneamente. Asimismo, cuando las zonas perforadas están
en proximidad cercana, los selladores de bola se han encontrado que son ineficaces. Además, los selladores de bola son útiles solamente cuando el entubado está cementado en su lugar. Sin cemento entre el alojamiento o entubado y la pared de pozo de sondeo, el fluido de tratamiento puede fluir a través de una perforación sin un sellador de bola y moverse en la corona anular detrás del entubado a cualquier formación. Los selladores de bola tienen uso limitado en pozos horizontales debido a los efectos de presión de formación, presión de bomba, y gravedad en secciones horizontales, asi como que posiblemente laterales en pozos horizontales pueden no estar cementadas en su lugar. Los cambios en presiones de bombeo se usan para detectar si el sellador de bola se ha fraguado en perforaciones; esto suponiendo inherentemente que el número correcto de selladores de bola, se desplegaron para sellar todas las perforaciones relevantes y que las bolas están colocadas en la ubicación correcta para desviar los fluidos de tratamiento a zonas deseadas. Otros dispositivos mecánicos conocidos para usarse para desviación incluyen tampones de puente, empaques, válvulas de fondo de pozo, manguitos deslizantes, y combinaciones de tabique de desviación/tapón; y colocación en partículas. Como un grupo, el uso de estos
dispositivos mecánicos para desviación tiende a consumir tiempo y es costoso lo que los puede hacer operacionalmente no atractivos, particularmente en situaciones en donde hay muchas zonas de meta de interés. Los sistemas de fluido químicamente formulados se conocen para uso en métodos de desviación e incluyen fluidos viscosos, geles, espumas, u otros fluidos. Muchos de los agentes de desviación químicamente formulados, conocidos son permanentes (no reversibles) en naturaleza y algunos pueden dañar la formación. Además, algunos métodos químicos pueden carecer de la estructura física y durabilidad para desviar efectivamente fluidos bombeados a presión elevada o pueden afectar indeseablemente las propiedades de formación. El término agente de desviación en la presente se refiere a dispositivos mecánicos, sistemas de fluido químico, combinaciones de los mismos, y métodos de uso para bloquear flujo hacia o fuera de una zona particular o un grupo determinado de perforaciones. En operación, se prefiere que el fluido de tratamiento entre a la formación subterránea solamente en las zonas de interés de meta. Se prefiere más que el tratamiento de fluido de tratamiento entre a la formación subterránea en una base de etapa por etapa. Pero desventajas conocidas a los métodos de desviación existentes no permiten un nivel de
confianza o seguridad en cuanto a donde se coloca el agente de desviación, ya sea que se logren etapas de tratamiento sencillas, ya sea que se traten zonas de meta de interés, así como el orden de tratamiento de las zonas de meta. Lo que se necesita es un método confiable para tratar selectiva y eficientemente zonas de meta en una formación subterránea usando un agente de desviación y supervisión durante el tratamiento. COMPENDIO En una modalidad de la invención, un método de tratamiento de pozo incluye establecer conectividad de fluido entre un pozo de sondeo y cuando menos una zona de meta para tratamiento dentro de una formación subterránea, que se intercepta por un pozo de sondeo. El método incluye desplegar tubería helicoidal e introducir una composición de tratamiento al pozo de sondeo. El método incluye además poner en contacto una zona de blanco con la formación subterránea con la composición de tratamiento, introducir un agente de desviación a través de la tubería helicoidal a un intervalo dentro del pozo de sondeo y repetir la introducción del tratamiento, el contacto de la zona de meta con la composición de tratamiento y la introducción del agente de desviación para más de una zona de meta.
En otra modalidad de la invención, un método para tratar más de una zona de meta de interés en una formación subterránea incluye bombear una composición de tratamiento para hacer contacto con cuando menos una zona de meta de interés con la composición de tratamiento; supervisar el bombeo de la composición de tratamiento; y medir un parámetro indicativo del tratamiento. El método incluye bombear un agente de desviación a un intervalo de desviación deseado en el pozo de sondeo. El bombeo del agente de desviación se supervisa, y un parámetro que es indicativo de desviación se mite. El método incluye bombear una composición de tratamiento para hacer contacto con cuando menos otra zona de meta del pozo. Cuando menos uno del bombeo de la composición de tratamiento y el bombeo del agente de desviación se modifica basado en cuando menos uno de los parámetros medidos . En todavía otra modalidad de la invención, una técnica utilizable con un pozo incluye introducir un fluido en un intervalo del pozo. El fluido contiene un agente de control de pérdida de fluido. La técnica también incluye, en presencia del fluido, chorrear el intervalo con una suspensión abrasiva. Ventajas y otras particularidades de la invención
se harán evidentes a partir de los siguientes dibujo, descripción y reivindicaciones. BREVE DESCRIPCIÓN DEL DIBUJO Las Figuras 1, 5 y 6 son diagramas esquemáticos de pozos de conformidad con modalidades de la invención. Las Figuras 2, 3, 4A y 4B son diagramas de flujo que ilustran técnicas para tratar más de una zona de meta de interés de conformidad con diferentes modalidades de la invención. La Figura 7 es un diagrama de flujo que ilustra una técnica combinada de estimulo y chorreado de conformidad con una modalidad de la invención. DESCRIPCIÓN DETALLADA La presente invención se describirá en conexión con sus diversas modalidades. Sin embargo, hasta el grado de que la siguiente descripción es especifica a una modalidad particular o un uso particular de la invención, esta se pretende que sea ilustrativa solamente, y no debe considerarse como que limita el alcance de la invención. Por el contrario, se pretende cubrir todas las alternativas, modificaciones, y equivalentes que se incluyen dentro del espíritu y alcance de la invención como se define en las reivindicaciones anexas.
Haciendo referencia a la Figura 1, una modalidad de un pozo 10 de conformidad con la invención incluye un sistema que permite el tratamiento de más de una zona de meta de interés usando la introducción de un agente de desviación para dirigir el fluido de tratamiento a las zonas de meta. En general, el pozo 10 incluye un pozo 12 de sondeo, que intercepta una o más formaciones subterráneas y establece, en general, varias zonas de meta de interés, tales como las zonas 40 de ejemplo que se ilustran en la Figura 1. Como se ilustra en la Figura 1, el pozo 12 de sondeo puede estar entubado mediante una sarta 14 de alojamiento, aún cuando los sistemas y técnicas que se describen en la presente se pueden usar con pozos de sondeo no entubados de conformidad con otras modalidades de la invención. Como se ilustra en la Figura 1, de conformidad con algunas modalidades de la invención, una sarta 20 de tubería en espiral se extiende dentro del pozo desde la superficie del pozo 10 hacia el pozo 12 de sondeo. En su extremo inferior, la sarta 20 de tubería en espiral incluye un conjunto 30 de agujero de fondo (BHA) . En otras modalidades de la invención, la sarta 20 de tubería en espiral se puede reemplazar por otra sarta, tal como, por ejemplo no limitativo, una sarta de tubería unida, o cualquier
estructura, lista conocida por aquellos expertos en el ramo, que sea capaz o servir como un medio apropiado para transferir fluidos entre la superficie de una o más zonas de tratamiento en el pozo de sondeo. La Figura 1 ilustra un estado del pozo 10 en el que la conectividad del fluido entre el pozo 12 de sondeo y las zonas 40 se ha establecido, como se3 ilustra por las perforaciones 42, que penetran la sarta 14 de entubado y generalmente se extienden hacia las formaciones circundantes para desviar cualquier daño de pozo de sondeo cercano. Se observa que la perforación de las zonas 40 se puede realizar, por ejemplo, mediante auxiliares de chorreado, asi como otros dispositivos de perforación convencionales, tales como cañones de perforación basados en carga en forma de tubería o línea de alambre transportada, manguitos deslizantes, un válvulas TAP, por ejemplo. Para modalidades de la invención, en la que se usa el chorreado, el pozo 10 puede incluir una fuente 65 de fluido cortante (depósitos de fluido cortante, válvulas de control, etc.), que están colocados en la superficie del pozo. La fuente 65 de fluido cortante, en el momento apropiado, suministra un fluido cortante abrasivo, o suspensión, al pasaje central de la sarta 20 de tubería en
espiral de manera que la suspensión sea Radialmente dirigida mediante un auxiliar de chorreado (contenido en el BHA 30 de la sarta 20 de tubería en espiral) para penetrar la sarta 14 de entubado (si el pozo 10 está entubado) y cualesquiera formaciones circundantes. Para propósitos de introducción del fluido de tratamiento en el pozo 10, el pozo 10 puede incluir una fuente 60 de fluido de tratamiento (una fuente que contiene un depósito de fluido de tratamiento, una bomba, válvulas de control, etc.) que está colocado en la superficie del pozo 10 y, en general, está en comunicación con una corona 16 anular del pozo 10. El pozo 10 también puede tener una fuente 62 de fluido de desviación que está colocada en la superficie del pozo 10. Durante una etapa de desviación (abajo discutida), un fluido de desviación, o agente, se comunica al fondo del pozo a través del pasaje central de la sarta 20 de tubería en espiral y sale de la sarta 20 cerca de su extremo inferior hacia una región del pozo 10 que se va a aislar del tratamiento adicional. La fuente 62 de fluido de desviación representa, por ejemplo, un deposito de fluido de desviación, bomba y las válvulas de control apropiadas para propósitos de entregar el fluido de desviación al pasaje central de la
sarta 20 de tubería en espiral. Entre las otras particularidades del pozo 10, como se muestra en la Figura 1, de conformidad con algunas modalidades de la invención, el pozo 10 puede incluir un sistema 64 de supervisión de tratamiento superficial, que está en comunicación con un sistema de supervisión de tratamiento de fondo de pozo para propósitos de supervisar uno o más parámetros del pozo en conexión con la comunicación del agente de desviación o la comunicación del fluido de tratamiento en el fondo del pozo de manera que la entrega del fluido de tratamiento/agente de desviación se puede regular basado en los parámetros supervisados, como se describe adicionalmente abajo. Haciendo referencia a la Figura 2 en conjunción con la Figura 1, de conformidad con modalidades de la invención, una técnica 100, se puede realizar generalmente para propósitos de tratar las zonas 40 de metal. De acuerdo con la técnica 100, una sarta de tubería en espiral se despliega en el pozo, de acuerdo con el bloque 104. A continuación, la técnica 100 involucra un lazo repetido para propósitos de tratar las zonas 40, una a la vez. Esto puede ser aplicable, por ejemplo, en donde una zona puede incluir uno o más grupos de perforaciones. Este lazo incluye tratar (bloque 108) la
siguiente zona 40, de acuerdo con el bloque 108. Si se hace una determinación (diamante 112) de que el pozo 10 contiene otra zona 40 para tratamiento, entonces la técnica 100 incluye introducir un agente de desviación a través de la sarta de tubería en espiral a un intervalo del pozo para facilitar este tratamiento, de acuerdo con el bloque 116. Más específicamente, de conformidad con algunas modalidades de la invención, los intervalos 40 de meta se pueden tratar como sigue. Primero, de conformidad con modalidades de la invención, se establece la conectividad de fluido entre el pozo 12 de sondeo y las zonas 40 de meta para tratamiento. Una zona de meta para tratamiento dentro de una formación subterránea se pretende que se interprete ampliamente como cualquier zona, tal como una capa permeable dentro de una formación estratificada, una zona dentro de una formación gruesa que se distingue por características de presión o gradiente de presión más que por características estratigráficas o geológicas o una zona que se distingue por el tipo o corte relativo de fluido (v.gr., petróleo, gas, agua) en sus espacios de poro. Aún .cuando un pozo 12 de sondeo vertical se ilustra en la Figura 1, las técnicas que se describen en la presente se pueden emplear ventajosamente para tratar configuraciones
de pozo que incluyen, pero no están limitadas a, pozos de sondeo verticales, pozos de sondeo totalmente entubados, pozos de sondeo horizontales, pozos de sondeo de agujero abierto, pozos de sondeo que incluye múltiples laterales y pozos de sondeo que comparten más de estas características. Un pozo de sondeo puede tener porciones verticales, desviadas, u horizontales o combinaciones de las mismas. La sarta 14 de entubado puede estar cementada en el pozo de sondeo, con el método de cementar involucrando típicamente bombear cemento en la corona anular entre el entubado y la pared perforada del pozo de sondeo. Sin embargo, se observa que en algunas modalidades de la invención, la sarta 14 de tubería puede no estar cementada, tal como para el caso en el que la sarta 14 de entubado recubre un pozo de sondeo lateral. De esta manera, se aprecia que la sarta 14 de entubado puede ser un recubrimiento, considerado ampliamente en la presente como cualquier forma de alojamiento que no se extiende a la superficie de tierra en la parte superior del pozo o aún una longitud de intervalo específica a lo largo de un pozo de sondeo horizontal. Las zonas 40 de meta de interés para tratamiento pueden tener diferentes gradientes de esfuerzo que pueden inhibir el tratamiento efectivo de las zonas 40, sin el uso
de un agente de desviación. Las zonas 40 de meta se pueden designar en cualquier número de formas, que se pueden apreciar por uno experto en el ramo, tal como mediante agujero abierto ylo registros de agujero entubado. Como se expone arriba, las zonas 40 de meta se pueden perforar usando dispositivos de perforación convencionales para propósitos de establecer la conectividad de fluido entre el pozo 12 e sondeo y las formaciones circundantes. Por ejemplo, las perforaciones se pueden formar en todas las zonas 40 de meta de interés para tratamiento en un solo disparo usando un cañón de perforación que se despliega en una linea de alambrado a través del pozo 12 de sondeo. En el caso de un pozo de sondeo de agujero abierto con fracturas naturales, ninguna acción o actividad adicional se puede requerir para establecer conectividad de fluido entre el pozo 12 de sondeo y las zonas 40 de meta de interés. En algunas modalidades de la invención, la conectividad de fluido se puede establecer mediante el uso de entubado previamente perforado, desplazando un manguito para exponer las aberturas entre el pozo de sondeo y el entubado, cortanto una ranura o ranuras en el entubado o cualquier otro de estos métodos conocidos para proporcionar una abertura
entre el pozo 12 de sondeo y las zonas 40 de meta para tratamiento. Métodos alternativos tales como perforación con láser o disolución química se contemplan y están dentro del alcance de las reivindicaciones anexas. Se entiende qu los beneficios de los métodos y composiciones descritos se pueden realizar con tratamientos realizados abajo, en, o arriba de una presión de fracturación de una formación. Haciendo referencia a la Figura 1, después de que se ha establecido la conectividad de fluido, la sarta 20 de tubería en espiral se despliega hacia el pozo 12 de sondeo a una profundidad deseada usando técnicas como se puede apreciar por aquellos expertos en el ramo. En algunas modalidades de la invención, los actos de establecer conectividad de fluido y desplegar la sarta 20 de tubería en espiral hacia el pozo 12 de sondeo se pueden combinar desplegando un dispositivo de perforación, tal como un auxiliar de chorreado (parte del BHA) , k a través del cual un fluido cortante abrasivo, o suspensión, se bombea al fondo del pozo a través del pasaje central de la sarta 20 de tubería en espiral. Se observa que el auxiliar de chorreo se puede usar para propósitos de cortar a través de la sarta 14 de entubado circundante y formar perforaciones hacia las formaciones circundantes.
Después de que la sarta 20 de tubería en espiral se ha desplegado en el pozo 10, un aparato o sistema para medir o supervisar cuando menos un parámetro que es indicativo de tratamiento puede entonces desplegarse hacia el pozo 12 de sondeo. A este respecto, el sistema 64 de supervisión de tratamiento superficial se conecta al aparato o sistema desplegado para propósitos de supervisar el tratamiento así como posiblemente la colocación del agente de desviación hacia el pozo 10. Por ejemplo, cuando se usa fracturación hidráulica para tratamiento, un sistema de supervisión de fracturación hidráulica, que es capaz de detectar y supervisar microsismos en la formación subterránea que resulta de la fracturación hidráulica se puede desplegar. Ejemplos de sistemas y métodos conocidos para fracturación hidráulica que supervisan en pozos desviados se describen en la Patente de EUA No. 5,771,170, que se incorpora por la presente por referencia en su totalidad. Alternativamente, de conformidad con otras modalidades de la invención, el aparato o sistema para medir o supervisar cuando menos un parámetro indicativo de tratamiento se puede desplegar en el pozo 12 de sondeo, ün sistema y método para supervisar fracturación hidráulica usando medidores de inclinación en un pozo de tratamiento se describe, por
ejemplo, en la Patente de EUA No. 7,028,772, que se incorpora en la presente por referencia en su totalidad. En algunas modalidades de la invención, el sistema 64 de supervisión de tratamiento superficial se puede acoplar a un dispositivo de supervisión que se despliega dentro de la sarta 20 de tubería en espiral. Por ejemplo, como se ilustra en la Figura 1, un sensor 50 basado en fibra óptica se puede desplegar en la sarta 20 de tubería en espiral, como se describe en la Solicitud de Patente de EUA No. de Serie 11/111,230, publicada como Publicación de Solicitud de Patente de EUA No. 2005/0236161, que se incorpora por la presente por referencia en su totalidad. Otros aparatos de medición o supervisión apropiados para uso en el pozo 10 incluyen, por ejemplo, aparatos conocidos para uso al determinar parámetros de pozo de sondeo tales como calibradores de presión de fondo de agujero o calibradores de temperatura de fondo de agujero. Otro ejemplo de sistemas y métodos conocidos para supervisar cuando menos un parámetro indicativo de tratamiento 8tal como temperatura o presión) se describe en la Patente de EUA No. 7,055, 604, que se incorpora por la presente por referencia en su totalidad. Como todavía otro ejemplo, las mediciones que se pueden supervisar incluyen tensión o compresión que actúa en
el dispositivo de fondo de pozo (tal como tubería en espiral) como un indicador de fricción de flujo de fluido. Las mediciones también pueden incluir mediciones de fondo de pozo de régimen de flujo de fluido o velocidad. Después de que el sistema o aparato para medir o supervisar cuando menos un parámetro indicativo de tratamiento y posiblemente colocación de desviación se despliega en el pozo 10, el tratamiento de una zona 40 de meta de interés empieza. En particular, de conformidad con algunas modalidades de la invención, el tratamiento de una zona 40 de meta de interés empieza bombeando fluido de tratamiento (a través de la fuente 60) hacia la corona 16 anular entre la sarta 20 de tubería en espiral y la sarta 14 de entubado (en el caso de un pozo entubado) o entre la sarta 20 de tubería en espiral y la pared de pozo de sondeo (en el caso de un pozo de agujero abierto) . Alternativamente, el fluido de tratamiento también se puede bombear hacia el pozo de sondeo a través de la tubería en espiral. El tratamiento de una zona 40 de meta bombeando fluido de tratamiento se refiere en la presente como una etapa de tratamiento. Un fluido de tratamiento puede ser cualquier fluido de tratamiento apropiado conocido en el ramo, incluyendo, pero no limitado a, fluidos de estímulo, agua, agua tratada,
fluidos de base acuosa, nitrógeno, dióxido de carbono, cualquier ácido (tal como sistemas de ácido clorhídrico, fluorhídrico, acético, etc.), diesel, o fluidos a base de aceite, sistemas de aceite y agua gelificados, solventes, sistemas surfactantes, y fluidos que transportan sólidos para colocación adyacente a o hacia una zona de metal, por ejemplo. Un fluido de tratamiento puede incluir componentes tales como inhibidores de escama además de o separadamente de un fluido de estímulo. En algunas modalidades de la invención, el fluido de tratamiento puede incluir propulsor, tal como arena, para colocación dentro de fracturas hidráulicas en la zona de meta bombeando el fluido de tratamiento a presiones suficientemente elevadas para iniciar fracturas. El equipo (tanques, bombas, mezcladores, etc.) y otros detalles para realizar las etapas de tratamiento se conocen en el ramo y no se describe4n por sencillez. Un modelo de tratamiento apropiado para matriz y/o simulación de presión de fractura puede realizarse para modelar un tratamiento de pozo planeado en conjunción con el método descrito. Estos modelos son bien conocidos en el ramo con muchos modelos siendo útiles para predecir presiones de fondo de pozo de tratamiento. Los datos generados de dicho modelo se pueden comparar con presiones de tratamiento de
fondo de pozo (BHTP) durante fase de tratamiento de pozo previamente descrita del método descrito. Durante el tratamiento, cuando menos un parámetro del pozo, que es indicativo del tratamiento se supervisa. Ejemplos de métodos para supervisar un parámetro indicativo de simulación se describen en la Solicitud de Patente de EÜA No. 11/135,314, publicada como Publicación de Solicitud de Patente de EÜA No. 2005/0263281, que se incorpora por la presente por referencia en su totalidad. Los microsismos generados por la fracturación hidráulica y otros tipos de tratamiento se pueden supervisar usando por ejemplo supervisión de fractura hidráulica (HFM) . La operación de tratamiento se puede modificar basado en los parámetros supervisados de conformidad con algunas modalidades de la invención. Por ejemplo, un parámetro, tal como actividad macrosismica se puede supervisar durante la fracturación hidráulica para determinar o confirmar las características de ubicación y geométricas 8v.gr., azimut, altura, longitud, asimetría) de fracturas en la zona de meta de interés en la formación subterránea; y el programa de bombeo se puede modificar basado en el parámetro supervisado. En algunas modalidades, la actividad macrosismica se puede usar para determinar el espacio de
fractura dentro de la zona fracturada y correlacionada con un volumen simulado de espacio de fractura estimulada dentro de la zona fracturada. Este volumen simulado se puede comparar con el volumen de fluido de tratamiento bombe4ado hacia la zona de meta de interés, y la comparación repetida durante el tiempo a medida que prosigue el tratamiento. Si el volumen simulado de espacio hueco deja de aumentar a un régimen análogo al volumen de entrada de fluido de tratamiento, esto indica una disminución en la efectividad del tratamiento. La actividad macrosísmica también se podría usar para determinar cuando el tratamiento se propaga fuera de la zona o hacia una zona que produce agua indicando que el tratamiento continuado no es benéfico. Basado en este parámetro supervisado y posibles comparaciones del parámetr5o supervisado con otra información, el régimen de bombeo del fluido de tratamiento se puede cambiar, o detener e inyectarse un agente de desviación. La sarta 20 de tubería en espiral se puede usar para colocación precisa del agente de desviación en el pozo de sondeo. Como se descr4ibe en la presente, múltiples zonas se pueden controlar basados en los parámetros supervisados. El diseño de etapas de tratamiento individuales se pueden optimizar basados en los parámetros supervisados. Por
ejemplo, varios parámetros de tratamiento, tales como programa de bombeo, régimen de inyección, viscosidad de fluido o carga de propulsor, se pueden modificar durante el tratamiento para proporcionar tratamiento óptimo y eficiente de una zona de meta. Como un ejemplo más especifico, se supone que la zona 40a de meta de la Figura 1 se está tratando actualmente. A la conclusión del tratamiento, la sarta 20 de tubería en espiral se coloca de modo que el BHA 30 al final de la sarta 20 de tubería en espiral está colocado en una ubicación deseada para el bombeo de un agente de desviación hacia un intervalo del pozo 12 de sondeo deseado para una desviación. De conformidad con algunas modalidades de la invención, la ubicación para desviación puede ser la zona de interés recientemente tratada, que en este ejemplo es la zona 40a de meta . La desviación de fluido desde el pozo 12 de sondeo a una formación subterránea o la desviación de un fluido de una formación subterránea al pozo de sondeo se refiere en la presente como una etapa de desviación. En algunas modalidades, el agente de desviación se puede bombear en las perforaciones de la sarta 14 de entubado para sellar las perforaciones. En algunas modalidades, el agente de
desviación se puede bombear a través de las perforaciones y hacia la zona estimulada en la formación subterránea. En modalidades realizadas en pozo de sondeo de agujero abierto, el agente de desviación se puede bombear directamente desde la tubería en espiral a través del BHA y hacia la zona de meta en la formación subterránea. Alternativamente, el agente de desviación también se podría introducir hacia la corona anular formada entre la pared de pozo de sondeo y la tubería en espiral. El agente de desviación es de preferencia apropiado para actuar como un agente de desviación en la formación o en las perforaciones. En algunas modalidades, el agente de desviación puede ser un fluido que contiene fibra. Los métodos conocido para incluir fibras en fluidos de tratamiento y fibras apropiadas se describen en la Patente de EUA No. 5,501,275, que se incorpora por la presente por referencia en su totalidad. En algunas modalidades, el agente de desviación puede comprender material biodegradable. Las composiciones y métodos conocidos, para usar suspensión que comprende un material degradable para desviación se describen en la Solicitud de Patente de EUA No. 11/294,983, publicada como Publicación de Solicitud de Patente de EUA No. 2006/0113077, que se incorpora por la presente por referencia en su totalidad.
Uno o más parámetros se pueden supervisar en el pozo 10 para determinar o confirmar la colocación del agente de desviación. Como áreas permeables del intervalo de meta (gargantas de poro, fracturas naturales o creadas o drusas, etc.) se taponan mediante agente de desviación, típicamente aumenta la presión. Así, por ejemplo, mientras que se bombea el agente de desviación, la presión de tratamiento de superficie o fondo de pozo se puede supervisar (a través de sensores del BHA 30, por ejemplo) para cualesquiera cambios de presión a medida que el agente de desviación hace contacto con la formación, ya que un cambio de presión puede ser indicativo de colocación del agente de desviación. La capacidad de disolución de un agente de desviación degradable, cuando se usa, de preferencia se calibra a la secuencia de etapas de tratamiento para proporcionar desviación desde el intervalo hacia el que se ha colocado a través de todas las etapas de tratamiento. Para resumir, haciendo referencia a la Figura 3, de conformidad con modalidades de la invención descrita en la presente, una técnica 150 se puede usar par5a tratar múltiples zonas de meta de interés. De acuerdo con la técnica 150, la conectividad de fluido se establece entre un pozo de sondeo y las zonas de meta para tratamiento, de acuerdo con
el bloque 154. A continuación, una sarta de tubería en espiral se despliega (bloque 158) hacia el pozo de sondeo, y subsecuentemente, un sistema de supervisión de tratamiento de fondo de pozo se despliega hacia el pozo 10 de sondeo, de acuerdo con el bloque 162. De acuerdo con la técnica 150, entonces empieza una secuencia para tratar las zonas una a la vez. De acuerdo con esta secuencia, el tratamiento de la siguiente zona de meta empieza, de acuerdo con el bloque 166. El tratamiento se supervisa y modifica basado en uno o más parámetros de fondo de pozo supervisados, de acuerdo con el bloque 170. La supervisión y modificación de tratamiento continúa hasta que se determina (diamante 174) que el tratamiento de la zona de meta actual se ha completado. Después de esta ocurrencia, se hace una determinación (diamante 178) de si otra zona de meta de interés se va a tratar. Si es así, entonces un agente de desviación se introduce a un intervalo particular del pozo, de acuerdo con el bloque 182. Por ejemplo, de conformidad con algunas modalidades de la invención, el agente de desviación se puede introducir a la zona recientemente tratada. Una vez que se determina (diamante 186) que la colocación del agente de desviación está completa, entonces el control prosigue al bloque 166 para ser el tratamiento de la siguiente zona de
meta. Otras modalidades son posibles y están dentro del alcance de las reivindicaciones anexas. Por ejemplo, de conformidad con otras modalidades de la invención, el tratamiento y perforación pueden ocurrir sin el uso de una sarta de tubería en espiral. A este respecto, otra técnica de tratamiento de conformidad con modalidades de la invención incluye establecer conectividad de fluido entre un pozo de sondeo y zonas de meta para tratamiento, en donde el pozo de sondeo intercepta una o más formaciones subterráneas en las que existe más de una zona de meta para tratamiento. En otra modalidad, esta técnica se podría usar para estimular un pozo previamente estimulado. En este caso, el tratamiento puede empezar reestimulando primero las zonas existentes, o desviando primero de las zonas existentes y luego perforando nuevas zonas para estímulo. El aparato o sistema para medir o supervisar luego se despliega hacia el pozo, como se describió arriba. A este respecto, la supervisión de fractura hidráulica en un pozo desviado se puede usar o alternativamente, un aparato o sistema para medir o supervisar cuando menos un parámetro que es indicativo de tratamiento se puede desplegar en el pozo de sondeo. Por ejemplo, el dispositivo de medición o supervisión
se puede desplegar con el pozo de sondeo, tal como el descrito en la Patente de ÉUA No. 6,758,271 y Patente de EUA No, 6,751,556, cada una de las cuales se incorpora por la presente por referencia en su totalidad. Otros aparatos de medición o supervisión apropiados para uso en modalidades de la invención incluyen aquellos conocidos para uso al determinar parámetros de pozo de sondeo como calibradores de presión de fondo de pozo o calibradores de temperatura de fondo de pozo. A continuación, el tratamiento de una zona de meta en la formación subterránea empieza bombeando fluido de tratamiento hacia el pozo de sondeo. Durante este tratamiento, cuando menos un parámetro que es indicativo de tratamiento se supervisa y la operación de tratamiento se modifica basado en los parámetros medidos. Después del tratamiento de la zona de meta particular, un agente de desviación se bombea hacia el pozo de sondeo y se coloca en una ubicación deseada para desviación. En algunas modalidades de la invención, la ubicación para desviación es de preferencia la zona de meta de interés tratada. La desviación de fluido desde el pozo de sondeo a una formación subterránea o la desviación de un fluido desde una formación subterránea al pozo de sondeo se
refiere en la presente como una etapa de desviación. En algunas modalidades, el agente de desviación se puede bombear en las perforaciones en entubado para sellar las perforaciones. En algunas modalidades, el agente de desviación se puede bombear a través de las perforaciones y hacia la zona estimulada en la formación subterránea. En algunas otras modalidades, el agente de desviación se puede colocar directamente en el pozo de sondeo. El agente de desviación es de preferencia apropiado para actuar como un agente de desviación en la formación o en las perforaciones. En algunas modalidades, el agente de desviación puede ser un fluido que comprende fibra . En algunas modalidades de la invención, el agente de desviación puede incluir material degradable . La operación para colocar el agente de desviación puede luego supervisarse a través de uno o más parámetros medidos para determinar o conformar la colocación del agente. En algunas modalidades de la invención, el parámetro o parámetros medidos pueden supervisarse para una o más de las zonas de meta tratadas o etapa de desviación a través del tratamiento. Esta supervisión es útil en el caso de que una etapa de desviación pierda funcionamiento ya que seria señal de la necesidad de una etapa de desviación
adicional o reinyección de agente de desviación adicional en una etapa de desviación existente. En algunas modalidades de la invención, el bombeo de fluido de tratamiento se repite para más de una zona de meta. En modalidades adicionales de la invención, el bombeo de un agente de desviación se repite, con el bombeo de fluido de tratamiento y el bombeo de agente de desviación siendo en etapas para permitir el tratamiento de una zona de meta seguido por bombeo subsecuente del agente de desviación hacia la zona de meta o las perforaciones adyacentes a la zona de meta para impedir flujo adicional de fluido de tratamiento hacia la zona de meta estimulada. Por ejemplo, en una lateral en un pozo horizontal, la zona de meta más alejada cerca de la punta de la lateral se puede estimular. La supervisión de un parámetro de tratamiento indicativo de tratamiento se usa para determinar cuando la etapa de tratamiento en la zona de meta más alejada está completa y luego un agente de desviación se coloca en la zona de meta. Una etapa de tratamiento se puede considerar que es cuando el diseño de trabajo se ha completado, cuando el desarrollo de fractura adicional ya no está ocurriendo, cuando la concentración de propulsor en un intervalo particular se está haciendo mayor que el deseado, o cualquier
otra indicación de que el tratamiento adicional de esa zona de meta ya no se desea, o considera eficiente para proporcionar beneficios adicionales. Una etapa de tratamiento puede luego bombearse hacia la siguiente zona de meta más alejada con el agente de desviación colocado desviando el fluido de tratamiento en alejamiento de la zona de meta más alejado y hacia la siguiente zona de meta más alejada. La supervisión del parámetro de tratamiento indicativo de que el tratamiento se usa entonces para determinar cuando la etapa de tratamiento en la siguiente zona de meta más alejada se completa. Un agente de desviación luego se coloca en esa siguiente zona de meta más alejada, desviando de esta manera el fluido de tratamiento bombeado a la siguiente zona de meta. De esta manera, las etapas de tratamiento se pueden dirigir hacia zonas de meta en una secuencia deseada, mejorando de esta manera la eficiencia del tratamiento total dirigiendo el fluido de tratamiento y la energía de bombeo asociada hacia los intervalos deseados. Las técnicas que se describen en la presente se pueden usar para controlar la secuencia deseada de etapas de tratamiento individuales. Por ejemplo, mientras que típicamente las etapas de tratamiento se realizarían desde el fondo del pozo hacia la superficie, puede ser deseable en
algunas situaciones tratar desde arriba al fondo, o tratar desde la parte superior al fondo dentro de una o unas de las formaciones subterráneas particulares. Alternativamente, también puede ser deseable tratar las zonas en orden desde los intervalos de esfuerzo más bajos a los intervalos de esfuerzo más elevados. Una vez que las etapas de tratamiento se completan, se puede desear remover o eliminar el agente de desviación en una o más de las etapas de desviación. El agente de desviación se puede remover mediante métodos tales como limpieza, tal como inyectando un fluido (v.gr., nitrógeno, agua, químico reactivo) hacia la tubería en espiral y chorreando el fluido a través del BHA 30 para erosionar o aflojar el agente de desviación de su posición de desviación en un intervalo. El fluido, en particular un gas, se puede bombear debajo de la tubería 20 en espiral a una presión suficiente para desviar la presión de formación en la etapa de desviación, permitiendo de esta manera que el agente de desviación se mueve desde el intervalo. En algunos casos, un químico de activación de frenado se puede colocar en el agente de desviación para degradar el agente de desviación después de un período de tiempo calculado. Un ruptor, un ruptor encapsulado, o un químico de liberación lenta pueden
ser útiles a este respecto. Alternativamente, un tratamiento químico se puede inyectar hacia el agente de desviación para reaccionar con el agente para disolver, erosionar, debilitar o aflojar el agente de desviación desde sus posiciones. Un agente de desviación degradable puede, por su propia naturaleza degradante, dejar de desviar con el tiempo. Es preferible que el agente de desviación sea efectivamente removible o eliminable del intervalo sin dejar residuo que pueda impedir la producción de hidrocarburos de la zona de meta. En algunos casos, puede ser deseable dejar una etapa de desviación en su lugar. Por ejemplo, cuando una etapa de desviación se coloca en una zona que contiene agua, se puede desear dejar esa etapa de desviación particular en su lugar después de que se completa el estímulo mientras que remueve las etapas de desviación ubicadas en zona que contiene hidrocarburo. Una ventaja de las técnicas descritas en la presente es que la supervisión de un parámetro indicativo de tratamiento puede proporcionar información en cuanto a las zonas, tales como zonas que contienen agua, para las que no se desea el tratamiento. Supervisando el parámetro durante el tratamiento, las operaciones en sitio de trabajo se pueden modificar para evitar o minimizar el tratamiento de
las zonas no deseadas. Las modalidades de la invención pueden incluir establecer conectividad de fluido en un pozo de sondeo entubado perforando el entubado y si está presente, el cemento en la corona anular entre el entubado y la pared de pozo de sondeo, usando un cañón de perforación desplegado en la linea de alambre. A este respecto, una sarta de tubería en espiral que tiene un BHA con una cabeza de chorreado se puede inyectar usando equipo y métodos conocidos hasta una profundidad deseada en el pozo de sondeo. Como una alternativa a usar un cañón de perforación desplegado en la línea de alambre, el entubado se puede perforar a medida que la tubería en espiral se corre hacia el pozo de sondeo mediante bombeo de fluidos a presión a través de la tubería en espiral y fuera de la cabeza de chorreado para cortar aberturas en el entubado y cemento. ün sistema para supervisión de fractura hidráulica (HFM) se puede luego desplegar y acoplar para supervisión. Uno de dichos sistemas comercialmente disponibles, StimMAP (una marca de Schlumberger) proporciona métodos para supervisar señales acústicas en un pozo desviado o en el mismo pozo que resulta de microsismos generados en un pozo de tratamiento por actividad de fracturación hidráulica. El
fluido de fracturación hidráulica que contiene propulsor puede luego bombearse a presión hacia el pozo de sondeo y una zona de meta de interés se fractura. El sistema HFM se usa para supervisar el grado y características de la fractura hidráulica en 1 zona de meta de interés en el pozo de tratamiento. Cuando se determinar usar la salida del sistema HFM ese estímulo de la zona de meta de interés está completo, la operación de fracturación hidráulica se modifica deteniendo o reduciendo el nivel del bombeo de presión. Un fluido de desviación que contiene fibras degradables, o un fluido de desviación que comprende fibras y partículas degradables, puede luego bombearse debajo de la tubería en espiral a la zona de meta estimulada de interés. Las fibras degradables se usan en una concentración calculada para proporcionar estructura suficiente para permitir la desviación durante las actividades de fracturación hidráulica. La composición de las fibras usadas proporciona suficiente longevidad de las etapas de desviación para completar el fluido de fracturación hidráulica mientras que se asegura que en un período de tiempo razonable después de la fracturación, las etapas de desviación se auto eliminarán a través de degradación de la fibra que proporciona estructura. El fluido de desviación tapona las fracturas
creadas en la zona de meta de interés. La presión de tratamiento de fondo de agujero dentro del pozo de sondeo se supervisa para confirmar la colocación del agente de desviación en la zona de meta de interés. El fluido de fracturación hidráulica puede entonces nuevamente bombearse a presión para fracturar otra zona de meta de interés, el fluido siendo desviado en alejamiento de la zona de meta de interés ya estimulada por el agente de desviación. La secuencia se repite para tratamiento múltiple y las etapas de desviación en el pozo de sondeo. De esta manera, múltiples zonas que contienen hidrocarburo de interés se pueden estimular eficientemente y la producción de hidrocarburos puede empezar desde las zonas de meta de interés después de estimulo sin intervención adicional para efectuar la producción estimulada. De esta manera, haciendo referencia a las Figuras 4A y 4B, una técnica 200 se puede usar de conformidad con algunas modalidades de la invención. De acuerdo con la técnica 200, un entubado de un pozo se perfora, de acuerdo con el bloque 204. A continuación, una sarta de tubería en espiral que 'tiene una cabeza de chorreado se corre abajo del pozo, de acuerdo con el bloque 208; y un sistema de supervisión de fractura hidráulica (HF ) de fondo de pozo se
despliega, de acuerdo con el bloque 212. El tratamiento de las zonas de meta empieza entonces bombeando (bloque 216) fluido de fracturación hidráulico que contiene propulsor hacia el pozo para fracturar la siguiente zona de meta de interés. Basado en el sistema HFM se hace una determinación (diamante 220) si la fracturación es completa. Si no, el bombeo continúa, de acuerdo con el bloque 216. A continuación, el fluido de desviación se bombea (bloque 224 de la Figura 4B) hacia la zona de meta de interés, que se acaba de tratar. Si se hace una determinación, de acuerdo con el diamante 228, que la presión de fondo de agujero indica la terminación de la colocación del fluido de desviación, luego el control regresa al bloque 216 para propósitos de tratar otra zona. De otra manera, el bombeo del fluido de desviación a la zona de interés recientemente tratada continúa, de acuerdo con el bloque 224. El tratamiento de estimulo en pozos de agujero abierto presenta retos en que la remoción uniforme de daños a través de la sección completa es extremadamente difícil, si no imposible. · El daño en la formación de agujero abierto normalmente ocurre en la región de pozo de sondeo cercana, debido a la perforación del pozo de sondeo. Por lo tanto, el área dañada total que se va a remover típicamente es más
crítica que la profundidad de la penetración por el fluido de estímulo. De conformidad con modalidades de la invención descritas en la presente, se usa un tratamiento de estímulo que combina una técnica mecánica para estímulo y un material químico para cubrimiento de zona. El tratamiento involucra primero, la inyección de un fluido de tratamiento, tal como un "fluido de llenado" que contiene un gel que tiene un agente de control de pérdida de fluido suspendido. El fluido de llenado se puede comunicar a través de una herramienta de chorreado a un régimen relativamente lento (en comparación con el régimen usado en conexión con el chorreado) para llenar una sección de agujero abierto completo. A continuación, un material sólido, tal como una suspensión fluida cortante abrasiva, que contiene arena o mármol (como ejemplos) se inyecta hacia el pozo mediante el auxiliar de chorreado para cortar varios centímetros hacia la formación para desviar el daño al pozo de sondeo cercano. La fuga de fluido hacia la formación como resultado del corte se controla mediante el agente de control de pérdida de fluido del fluido de llenado. En general, el fluido de llenado no daña a la formación. Como un ejemplo más específico, la Figura 5 ilustra
un pozo ,300 de conformidad con algunas modalidades de la invención. El pozo 300 incluye un pozo 316 de sondeo que intercepta un intervalo 320 de ejemplo» Para propósitos de tratar y chorrear el intervalo 320, una sarta 312 de tubería en espiral se despliega en el pozo 316 de sondeo. La sarta 312 de tubería en espiral incluye un conjunto de agujero de fondo (BHA) , que incluye un auxiliar 314 de chorreado. Se observa que el auxiliar 314 de chorreado se puede desplegar en una sarta de tubería unida, de conformidad con otras modalidades de la invención. Como se ilustra en la Figura 5, el auxiliar 314 de chorreado puede estar asociado con una válvula de retención reversible, que se activa desplegando una bola 317 a través del pasaje central de la sarta 312 de tubería en espiral. A este respecto, la bola 317 se aloja en una porción inferior de la sarta 312 de tubería en espiral para propósitos de dirigir fluido a través de portillos 315 radiales de la herramienta 314 de chorreado. De acuerdo con la técnica combinada de estímulo de chorreado, primero, una fuente 310 de fluido de llenado de pozo de sondeo comunica el fluido de llenado (como se ilustra mediante el flujo 340) a través del pasaje central de la sarta 312 de tubería en espiral y a través de los portillos
315 radiales hacia el intervalo 320 de pozo de sondeo. Se observa que el fluido de llenado se puede hacer de un gel, hecho de polímeros o VES. Materiales sólidos o fibrosos también se pueden añadir al material de llenado para proporcionar control de fuga adicional durante la operación de chorreado subsecuente. De esta manera, durante la etapa ilustrada en la Figura 5, el fluido de llenado se comunica hacia el intervalo 320 de pozo de sondeo antes de la segunda etapa, que se ilustra en la Figura 6. Haciendo referencia a la Figura 6, para esta etapa del pozo 300, el intervalo 320 se llena mediante el fluido de llenado, como se ilustra en el número de referencia 350. Con el fluido de llenado en su lugar dentro del intervalo 320, una fuente 304 de fluido cortante en la superficie del pozo 300 comunica con un flujo de fluido cortante abrasivo, o suspensión (como se ilustra mediante el flujo 360), abajo del pasaje central de la sarta 312 de tubería en espiral y a través de los portillos 315 radiales. Se observa que la comunicación de la suspensión abrasiva ocurre a una presión mucho más elevada que la comunicación del fluido de llenado, para propósitos de formar los chorros radiales para penetrar la formación circundante más allá de cualquier daño de pozo
de sondeo cercano. Dependiendo de la formación particular, la suspensión abrasiva puede ser neutra o ácida y puede concentrar una concentración baja de arena, propulsar u otros materiales sólidos. De conformidad con algunas modalidades de la invención, el fluido de llenado se puede remover fácilmente después de la operación de chorreado o puede, alternativamente, ser auto destructivo después de la operación de chorreado, para impedir el daño potencial a la formación. Para resumir, la Figura 7 ilustra un técnica 400 combinada de tratamiento y chorreado que se puede usar de conformidad con algunas modalidades de la invención. De acuerdo con la técnica 400, un gel suspendido con un agente de control de pérdida de fluido se inyecta 8bloque 404) para llenar un intervalo de pozo de sondeo. A continuación, de acuerdo con el bloque 408, una suspensión abrasiva se chorrea bajo presión elevada para desviar el daño de pozo de sondeo cercano. La invención se puede aplicar a cualquier tipo de pozo, por ejemplo entubado o agujero abierto; perforado con un lodo a base de aceite o un lado a base de agua, vertical,
desviado u horizontal; con o sin control de arena, tal como con una pantalla de control de arena. Aún cuando ls técnicas y sistemas descritos en la presente se han descrito principalmente en términos de estímulo de pozos productos de hidrocarburo, se debe entender que la invención se puede aplicar a pozos para la producción de otros materiales tales como agua, helio y dióxido de carbono y que la invención también se puede aplicar a estímulo de otros tipos de pozos tales como pozos de inyección, pozos de desecho, y pozos de almacenamiento. Mientras que la presente invención se ha descrito con respecto a un número limitado de modalidades, aquellos expertos en el ramo, que tengan el beneficio de esta exposición, apreciarán numerosas modificaciones y variaciones de la misma. Se pretende que las reivindicaciones anexas cubran todas estas modificaciones y variaciones como queden dentro del verdadero espíritu y alcance de esta presente invención.