MX2009002101A - Metodos para fracturar una formacion subterranea utilizando una herramienta de chorro y un fluido tensioactivo biscoelastico para reducir al minimo el daño en la formacion. - Google Patents

Abstract

Se proporciona un método para fracturar un intervalo de producción de una formación subterránea adyacente a una perforación de pozo que es un agujero abierto o que tiene un revestimiento no cementado; el método comprende los pasos de (a) perforar una zona del intervalo de producción inyectando un fluido presurizado a través de una herramienta de hidra-chorro en la formación subterránea, a fin de formar uno o más túneles de perforación; y (b) inyectar un fluido de fracturación en uno o más túneles de perforación a fin de crear por lo menos una fractura a lo largo de cada uno de los túneles de perforación; en donde por lo menos una porción del fluido presurizado y el fluido de fracturación comprende un fluido tensioactivo viscoelástico; de acuerdo con otro aspecto, el método puede comprender el paso de: (c) tapar por lo menos parcialmente una o más fracturas en la zona con un fluido de aislamiento.

Description

METODOS PARA FRACTURAR UNA FORMACION SUBTERRANEA UTILIZANDO UNA HERRAMIENTA DE CHORRO Y UN FLUIDO TENSIOACTIVO BISCOELASTICO PARA REDUCIR AL MINIMO EL DAÑO EN LA FORMACION CAMPO DE LA INVENCION La presente invención generalmente se refiere a operaciones de fracturación de pozo y, de manera más particular, a métodos de estimulación y posterior aislamiento de zonas estimuladas por hidra-chorro a partir de operaciones posteriores de estimulación o chorro, a fin de reducir al mínimo la pérdida de fluidos de completación/estimulación durante operaciones de estimulación o chorro en pozos posteriores y para reducir al mínimo el daño en las formaciones subterráneas.

ANTECEDENTES DE LA INVENCION En algunos pozos, es deseable crear de manera individual y selectiva múltiples facturas que tengan una conductividad adecuada, por lo general una distancia significativa a lo largo de una perforación de pozo, de manera que los hidrocarburos en un depósito de petróleo y gas puedan ser drenados/producidos tanto como sea posible en la perforación de pozo. La mejor forma para lograr el aislamiento de fracturación hidráulica/resultados deseados es cementar un revestimiento sólido en la sección lateral de la perforación de pozo, ejecutar un paso de perforación explosiva convencional, y después realizar etapas de fracturación a lo largo de la perforación de pozo utilizando alguna técnica para aislar mecánicamente las fracturas individuales. Los métodos tradicionales para crear fracturas en puntos predeterminados a lo largo de una perforación de pozo altamente desviada u horizontal, varían dependiendo de la naturaleza de la completacion dentro de la sección lateral (o altamente desviada) de la perforación de pozo. Cuando se fractura un depósito desde una perforación de pozo, especialmente aquellas que están altamente desviadas u horizontales, resulta difícil controlar la creación de fracturas de zona múltiple a lo largo de la perforación de pozo sin cementar un revestimiento a la perforación de pozo y aislar mecánicamente la zona que está siendo fracturada de las zonas previamente fracturadas o zonas no fracturadas aún. Sin embargo, sólo un pequeño porcentaje de las completaciones horizontales durante los últimos 15 o más años utilizaron una completacion tipo revestimiento cementado; se utilizó más cierto tipo de revestimiento no cementado o una sección de agujero abierto sin revestimiento. Además, muchos pozos con revestimiento cementados en los laterales también fueron completados con una longitud significativa de una sección de agujero abierto más allá de la sección de revestimiento cementado . De manera más reciente, Halliburton en Energy Services, Inc. introdujo y probó la tecnología para utilizar la perforación de hidra-chorro, el chorro de agua mientras se fractura, y la co-inyección hacia abajo del anillo. En un método, este proceso generalmente es denominado por Halliburton como el método de estimulación o proceso SURGI FRAC® y se describe en la patente EUA 5,765,642 la cual se incorpora en la presente invención por referencia. El proceso SURGIFRAC® se ha aplicado a la mayoría de perforaciones de pozo altamente desviadas u horizontales, en donde el encerramiento del agujero resulta difícil y costoso. Al utilizar esta técnica de hidra-chorro de agua, es posible generar una o más fracturas hidráulicas planas sencillas, independientes; y por lo tanto, pozos altamente desviados u horizontales con frecuencia pueden ser completados sin tener que entubar la perforación de pozo. Además, incluso cuando pozos altamente desviados u horizontales son entubados, la técnica de hidra-chorro de agua para perforaciones y fracturas en dichos pozos generalmente produce como resultado un método de fracturación más efectivo que utilizar técnicas tradicionales de fracturación y perforación de carga explosiva. Por lo tanto, previo a la técnica SURGI FRAC®, los métodos disponibles generalmente eran demasiado costosos para considerarse una alternativa económica, o generalmente ineficientes para lograr resultados de estimulación o ambos. En virtud del éxito del proceso SURGI FRAC®, son deseables las mejoras y extensiones del proceso SURGI FRAC® básico. Las publicaciones de patente que generalmente se refieren al chorro de agua en aplicaciones de fondo de perforación incluyen lo siguiente. La patente EUA número 5,226,445 emitida el 13 de julio de 1993, que tiene por inventor a Jim B. Surjaatmadja, presentada el 5 de mayo de 1992, describe en el resumen de la misma una válvula que incluye un asiento rodeando un orificio que tiene una superficie de asentamiento cóncava y un émbolo que tiene una superficie de sellado anular para contactar de manera sellada el asiento. La superficie de sellado es convexa y crea una discontinuidad convexa en un perfil de sección transversal que se extiende axialmente del émbolo. La superficie de sellado retiene aproximadamente la misma cantidad de área de contacto con la superficie de asentamiento cuando el émbolo está mal alineado o inclinado con respecto al asiento, tal como resulta el caso cuando está alineado. Toda la patente EUA 5,226,445 se incorpora aquí por referencia. La patente EUA número 5,249,628 emitida el 5 de octubre de 1993, que tiene por inventora a Jim B. Surjaatmadja, y presentada el 29 de septiembre de 1992, describe en el resumen de la misma juntas deslizantes de entubado proporcionadas en lados opuestos de una ubicación de inicio de fractura para acomodar el movimiento de formación y entubado durante la fracturación de un pozo. En otro aspecto de la invención, la ubicación de inicio de fractura es proporcionada formando aberturas a través del entubado del pozo y después formando ranuras tipo aleta en la formación que rodea al entubado. Esas ranuras son formadas por un chorro hidráulico el cual es dirigido a través de la abertura y después girado generalmente alrededor del punto de la abertura. Estas ranuras en forma de aleta circunscriben un ángulo alrededor del eje del entubado sustancialmente mayor que el ángulo circunscrito por la abertura misma a través de la cual se formó la ranura. Estas técnicas son particularmente aplicables a la fracturación de pozos horizontales. Toda la patente EUA número 5,249,628 se incorpora aquí por referencia. La patente EUA número 5,361,856 emitida el 8 de noviembre de 1994, que tiene por inventores a Jim B. Surjaatmadja, Steven L. Holden, y David D. Szarka, y presentada el 19 de septiembre de 1993, en su resumen describe un aparato de chorro para pozo para uso en la fracturación de un pozo. El inicio de la fractura es proporcionado mediante la formación de aberturas a través del entubado del pozo y después formando ranuras tipo aleta en la formación que rodea al entubado. Esas ranuras son formadas por el aparato de chorro el cual tiene por lo menos un chorro hidráulico dirigido a través de la abertura. El aparato puede ser girado, generalmente alrededor del punto de la abertura para formar las ranuras, pero de preferencia una pluralidad de ranuras son formadas sustancialmente de forma simultánea. Estas ranuras tipo aleta circunscriben un ángulo alrededor del eje del entubado sustancialmente mayor que el ángulo circunscrito por la abertura misma a través de la cual se forma la ranura. Estas técnicas son particularmente aplicables para fracturar pozos horizontales, pero el aparato se puede utilizar en cualquier configuración de pozo. Toda la patente EUA número 5,361,856 se incorpora aquí por referencia. La patente EUA número 5,396,957 emitida el 14 de marzo de 1995, que tiene por inventores a Jim B. Surj aatmadj a, Timothy W. Helton y Danny G. Porter y presentada el 4 de marzo de 1994 describe en su resumen porciones de entubado expandibles, tal como juntas deslizantes de entubado o juntas de expansión, en lados opuestos de una ubicación de inicio de fractura para acomodar movimiento de formación y entubado durante la fracturación de un pozo. La ubicación de inicio de fractura es proporcionada mediante la formación de aberturas a través del entubado del pozo y después formando ranuras tipo aleta en la formación que rodea al entubado. Estas ranuras tipo aletas circunscriben un ángulo alrededor el eje del entubado sustancialmente mayor que el ángulo circunscrito por la abertura misma a través de la cual se formó la ranura. Estas técnicas son particularmente aplicables para fracturar pozos horizontales, pero también son útiles en pozos verticales. Las juntas de expansión formadas como elementos tubulares tienen muescas anulares interiores y exteriores alternas. En otra modalidad, las juntas de expansión formadas por elementos tubulares definen muescas en espiral interiores y exteriores alternas en las mismas. Toda la patente UEA número 5,396,957 se incorpora aquí por referencia. La patente EUA número 5,499,678 emitida el 19 de marzo de 1996 que tiene por inventores a Jim B. Surj aatmadj a, Timothy W. Helton, y Hazim H. Abass, presentada el 2 de agosto de 1994 describe en su resumen una cabeza de chorro de agua co-plana para perforación de pozos. El aparato comprende un alojamiento que define una pluralidad de aberturas de chorro de agua en el mismo. Las aberturas de chorro de agua son sustancialmente co-planas y están colocadas en ángulo con respecto a un eje longitudinal del alojamiento. Cada una de las aberturas de chorro de agua tiene una boquilla de chorro de agua colocada en la misma. En la modalidad preferida, el ángulo del plano de las aberturas de chorro de agua es tal que el plano puede quedar colocado sustancialmente perpendicular a un eje por lo menos de tensión principal en una formación de pozo adyacente a la perforación de pozo cuando el alojamiento está colocado en la perforación de pozo. También se describe un método para fracturar un pozo y comprende los pasos de colocar una cabeza de chorro de agua en una perforación de pozo y dirigir una pluralidad de chorros de fluido desde la cabeza de chorro de agua a un ángulo con respecto al eje longitudinal de la perforación de pozo. Toda la patente EUA número 5,499,678 se incorpora aqui por referencia. La patente EUA número 5,765,642 emitida el 16 de junio de 1998, que tiene por inventor a Jim B.

Surj aatmadj a , y presentada el 23 de diciembre de 1996 divulga en su resumen métodos para fracturar una formación subterránea, los cuales básicamente comprenden colocar una herramienta de hidra-chorro que tiene por lo menos una boquilla de formación de chorro de fluido en la perforación de pozo adyacente a la formación que se va a fracturar y fluido de chorro a través de la boquilla contra la formación a una presión suficiente para formar una fractura en la formación. Toda la patente EUA número 5,765,642 se incorpora aquí por referencia. La patente EUA número 6,474,419 emitida el 5 de noviembre de 2002, que tiene por inventores a Gary Maier, Marty L. Stromquist, y Eric Schmelzl, y presentada el 4 de octubre de 1999 describe en su resumen un obturador con una válvula de ecualización para ecualizar automáticamente la presión por arriba y debajo del elemento de obturador. El obturador comprende un alojamiento que tiene una válvula de ecualización colocada en el mismo. Un elemento de obturador está colocado alrededor del alojamiento para acoplar de manera sellada la perforación de pozo. Una válvula de ecualización está colocada en el alojamiento y sella el alojamiento para evitar el flujo a través de la misma cuando el elemento de obturador es activado para acoplar la perforación de pozo. La válvula se puede mover en la posición cerrada en donde la comunicación a través del alojamiento se evita a una posición abierta de manera que la porción de la perforación de pozo por arriba del elemento de obturador puede estar comunicada con una porción de la perforación de pozo por debajo del elemento de obturador mientras que el elemento está en la posición establecida de manera que la presión por arriba y debajo del elemento puede ser ecualizada. Una vez que la presión es ecualizada, el obturador puede moverse y puede ser recuperado de la perforación de pozo. Toda la patente EUA número 6,474,419 se incorpora aquí por referencia. La patente EUA número 6,662,874 emitida el 16 de diciembre de 2003, que tiene por inventores a Jim B. Surj aatmadj a, Alick Cheng, y Keith A. Rispler, y presentada el 28 de septiembre de 2001, describe en su resumen un método para fracturar una formación de fondo de perforación de acuerdo con el cual una pluralidad de boquillas de chorro se colocan en una relación separada a la pared de la formación para formar un anillo entre las boquillas y la formación. Un fluido de estimulación que no contiene ácido es bombeado a una presión predeterminada a través de las boquillas, dentro del anillo, y contra la pared de la formación, y se introduce un gas en el anillo de manera que el fluido de estimulación se mezcla con el gas para generar espuma antes que la mezcla sea lanzada hacia la formación para formar fracturas en la formación. Toda la patente EUA número 6,662,874 se incorpora aquí por referencia. La patente EUA número 6,719,054 emitida el 13 de abril de 2004, que tiene por inventores a Jim B. Surjaatmadja, Matthew J. Rees, Abraham Khallard, y Kieth A. Rispler, y presentada el 28 de septiembre de 2001, describe en su resumen un método para estimular una formación de fondo de perforación de acuerdo con el cual una pluralidad de boquillas de chorro están ubicadas en una relación separada a la pared de la formación para formar un anillo entre las boquillas y la formación. Un fluido de estimulación que contiene ácido es bombeado a una presión predeterminada a través de las boquillas, dentro del anillo y contra la pared de la formación. Un gas es bombeado en el anillo de manera que el fluido de estimulación se mezcla con el gas para generar espuma antes que la mezcla sea lanzada hacia la formación para impactar la pared de la formación. Toda la patente EUA número 6,719,054 se incorpora aquí por referencia. La patente EUA número 6,725,933 emitida el 27 de abril de 2004, que tiene por inventores a Richard L. Middaugh y Jim B. Surj aatmadj a, y presentada el 28 de septiembre de 2001, describe en su resumen un método y aparato para tratar una formación de pozo subterránea para estimular la producción de hidrocarburos utilizando la desviación de espuma en la formación de pozo. Toda la patente EUA número 6,725,933 se incorpora aquí por referencia . La patente EUA número 6,776,236 emitida el 17 de agosto de 2004, que tiene por inventor a Phillip D. Nguyen, y presentada el 16 de octubre de 2002, en su resumen describe métodos para completar zonas de producción de hidrocarburos no consolidadas penetradas por perforaciones de pozo cementadas y entubadas. Los métodos incluyen los pasos de formar aberturas separadas a través del entubado y cemento e inyectar una primera composición de resina endurecible a través de las aberturas dentro de la zona de producción no consolidada adyacente a la perforación de pozo. Sin esperar a que la primera composición de resina endurecible endurezca, un fluido de fracturación que contiene partículas de agente apuntalante recubiertas con una segunda composición de resina endurecible es inyectado a través de las aberturas dentro de la zona de producción no consolidada a una velocidad y presión suficientes para fracturar la zona de producción. Las partículas de agente apuntalante recubiertas con la segunda composición de resina endurecible son colocadas en las fracturas y la primera y segunda composiciones de resina endurecibles se dejan endurecer por calor. Toda la patente EUA número 6,776,236 se incorpora aquí por referencia. La patente EUA número 6,779,607 emitida el 24 de agosto de 2004, que tiene por inventores a Richard L. Middaugh y Jim B. Sur aatmadj a , y presentada el 26 de junio de 2003, describe en su resumen un método y aparato para tratar una formación de pozo subterránea a fin de estimular la producción de hidrocarburos utilizando la desviación de espuma en la formación de pozo. Toda la patente EUA número 6,779,607 se incorpora aquí por referencia . La publicación de patente EUA número 20050211439 emitida el 28 de septiembre de 2005, que tiene por inventores a Ronald M. illett, Jim B. Surjaatmadja, y Billy W. McDaniel, y presentada el 24 de marzo de 2004, describe en su resumen un método para aislar zonas estimuladas por hidra-chorro a partir de operaciones de pozo posteriores. El método incluye el paso de taladrar una perforación de pozo en la formación subterránea de interés. A continuación, la perforación de pozo puede o no ser entubada dependiendo del número de factores incluyendo la naturaleza y estructura de la formación subterránea. A continuación, el entubado, en caso que se instale uno, y la perforación de pozo son perforados utilizando un fluido de alta presión que es expulsado desde una herramienta de hidra-chorro. Una primera zona de la formación subterránea entonces es fracturada y estimulada. A continuación, la primera zona es tapada temporalmente o sellada parcialmente instalando un fluido de aislamiento en la perforación de pozo adyacente a una o más fracturas y/o en las aberturas de la misma, de manera que zonas posteriores pueden ser fracturadas y se pueden realizar operaciones de pozo adicionales. Toda la publicación de patente EUA número 20050211439 se incorpora aquí por referencia. La publicación de patente EUA número 20060118301 emitida el 8 de junio de 2006, que tiene por inventores a Loyd E. East, Jr . , Travis W. Cavender, David J. Attaway, y presentada el 3 de diciembre de 2004, describe en su resumen un método para estimular un intervalo de producción adyacente a una perforación de pozo que tiene un entubado colocado en el mismo, el cual comprende introducir un fluido portador que comprende primeros materiales en partículas en la perforación de pozo, empacar los primeros materiales en partículas en una pluralidad de perforaciones en el entubado, perforar por lo menos una perforación remedial en el entubado adyacente al intervalo de producción, y estimular en intervalo de producción a través por lo menos de una perforación remedial. También se proporcionan métodos para estimular múltiples intervalos de producción adyacentes a una perforación de pozo. Toda la publicación de patente EUA número se incorpora aquí por referencia.

SUMARIO DE LA INVENCION De acuerdo con la invención, se proporciona un método para fracturar un intervalo de producción de una formación subterránea adyacente a una perforación de pozo que es un agujero abierto o que tiene un revestimiento no cementado. El método comprende los pasos de: (a) perforar una zona del intervalo de producción inyectando un fluido presurizado a través de una herramienta de hidra-chorro en la formación subterránea, a fin de formar uno o más túneles de perforación; y (b) inyectar un fluido de fracturación en uno o más túneles de perforación a fin de crear por lo menos una fractura a lo largo de cada uno de los túneles de perforación; en donde por lo menos una porción del fluido presurizado y el fluido de fracturación comprende un fluido tensioactivo viscoelástico . De acuerdo con otro aspecto de la invención, se proporciona un método para fracturar un intervalo de producción de una formación subterránea adyacente a una perforación de pozo que es un agujero abierto o que tiene un revestimiento no cementado, en donde el método comprende los pasos de: (a) perforar una zona del intervalo de producción inyectando un fluido presurizado a través de una herramienta de hidra-chorro en la formación subterránea, a fin de formar uno o más túneles de perforación; (b) inyectar un fluido de fracturación en uno o más túneles de perforación a fin de crear por lo menos una fractura a lo largo de cada uno de uno o más túneles de perforación; y (c) tapar por lo menos parcialmente una o más fracturas en la zona con un fluido de aislamiento; en donde por lo menos una porción de al menos uno del fluido presurizado, el fluido de fracturación y el fluido de aislamiento comprende un fluido tensioactivo viscoelástico . Un objetivo general de la presente invención es proporcionar métodos mejorados para capturar una porción de una formación subterránea con un fluido tensioactivo viscoelástico utilizando una herramienta de chorro. Otros objetivos asi como objetivos adicionales, características y ventajas de la presente invención serán fácilmente aparentes para aquellos expertos en la técnica cuando la siguiente descripción de las modalidades preferidas sea leída en conjunto con las figuras anexas.

BREVE DESCRIPCION DE LAS FIGURAS Un entendimiento más completo de la presente descripción y ventajas de la misma se pueden obtener por referencia a la siguiente descripción tomada en conjunto con las figuras anexas, las cuales: La figura 1A es un diagrama esquemático que ilustra una herramienta de hidra-chorro que crea túneles de perforación a través de una perforación de pozo horizontal no entubada en una primera zona de una formación subterránea. La figura IB es un diagrama esquemático que ilustra una herramienta de hidra-chorro que crea túneles de perforación a través de una perforación de pozo horizontal entubada en una primera zona de una formación subterránea . La figura 2 es un diagrama esquemático que ilustra una vista en sección transversal de la herramienta de hidra-chorro que se muestra en la figura 1 formando cuatro túneles de perforación igualmente separados en la primera zona de la formación subterránea. La figura 3 es un diagrama esquemático que ilustra la creación de fracturas en la primera zona mediante la herramienta de hidra-chorro en donde el plano de las fracturas es perpendicular al eje de la perforación de pozo. La figura 4A es un diagrama esquemático que ilustra una modalidad de acuerdo con la presente invención, en donde las fracturas en la primera zona están tapadas o parcialmente selladas con un fluido de aislamiento suministrado a través del anillo de perforación de pozo después que la herramienta de hidra-chorro ha sido movida hacia arriba del agujero. La figura 4B es un diagrama esquemático que ilustra otra modalidad de acuerdo con la presente invención en donde las fracturas en la primera zona son tapadas o parcialmente selladas con un fluido de aislamiento suministrado a través del anillo de perforación de pozo antes que la herramienta de hidra-chorro sea movida hacia arriba del agujero. La figura 4C es un diagrama esquemático que ilustra otra modalidad de acuerdo con la presente invención en donde el fluido de aislamiento tapa el interior de las fracturas en lugar de la perforación de pozo sola. La figura 4D es un diagrama esquemático que ilustra otra modalidad de acuerdo con la presente invención en donde el fluido de aislamiento tapa el interior de las fracturas y por lo menos parte de la perforación de pozo. La figura 5 es un diagrama esquemático que ilustra otra modalidad de acuerdo con la presente invención en donde el fluido de aislamiento es entregado en la perforación de pozo a través de la herramienta de hidra-chorro . La figura 6 es un diagrama esquemático que ilustra la creación de fracturas en una segunda zona de la formación subterránea mediante la herramienta de hidra-chorro después que la primera zona ha sido tapada. La figura 7 es un diagrama esquemático que ilustra un método ejemplar para retirar el fluido de aislamiento de la perforación de pozo en la formación subterránea permitiendo que el fluido de aislamiento fluya fuera del pozo con producción. Las figuras 8A y 8B son diagramas esquemáticos que ilustran otros dos métodos ejemplares para retirar el fluido de aislamiento de las fracturas en la formación subterránea. Las figuras 9A-9D ilustran otro método ejemplar para fracturar múltiples zonas en una formación subterránea y tapar o parcialmente sellar esas zonas de acuerdo con la presente invención. Las figuras 10A-C ilustran todavía otro método ejemplar para fracturar múltiples zonas en una formación subterránea y tapar o sellar parcialmente esas zonas de acuerdo con la presente invención. Las figuras 11A y 11B ilustran la operación de una herramienta de hidra-chorro para uso en la ejecución de los métodos de acuerdo con la presente invención.

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION Tal como aquí se utiliza y en las reivindicaciones anexas, las palabras "comprende", "tiene" e "incluye" y todas las variaciones gramaticales de las mismas pretenden tener un significado abierto no limitativo que no excluya elementos o partes adicionales de un ensamble, sub-ensamble o elemento estructural. Si existe algún conflicto en los usos de una palabra o término en esta descripción detallada y una o más patentes u otros documentos que pudieran estar incorporados aquí por referencia, se adoptarán las definiciones que sean consistentes con esta descripción detallada. Existe cierta preocupación referente a la limpieza de ácidos gelificados de polímero utilizados en el tratamiento de formaciones subterráneas. Debido a que los pozos horizontales o desviados actualmente no entubados están siendo acidificados con ácidos gelificados de polímero, sería deseable ofrecer un nuevo enfoque . Además, la acidificación con ácidos gelificados de polímero que utilizan SURGIFRAC® en pozos de inyección es una preocupación adicional debido a que los pozos de inyección por lo regular no son utilizados para producir, exacerbando la preocupación referente a la limpieza de los ácidos gelificados de polímero. Por lo tanto, nuevos métodos serían particularmente deseables para pozos de inyección. En general, de acuerdo con la invención, se proporciona un método para fracturar un intervalo de producción de una formación subterránea adyacente a una perforación de pozo que es un agujero abierto o que tiene un revestimiento no cementado. El método comprende los pasos de: (a) perforar una zona de intervalo de producción inyectando un fluido presurizado a través de una herramienta de hidra-chorro en la formación subterránea a fin de formar uno o más túneles de perforación; y (b) inyectar un fluido de fracturación en uno o más túneles de perforación a fin de crear por lo menos una fractura a lo largo de cada uno de uno o más túneles de perforación; en donde por lo menos una porción del fluido de fracturación comprende un fluido tensioactivo viscoelástico . De acuerdo con otro aspecto de la invención, se proporciona un método para fracturar un intervalo de producción de una formación subterránea adyacente a una perforación de pozo que es un agujero abierto o que tiene un revestimiento no cementado, en donde el método comprende los pasos de: (a) perforar una zona del intervalo de producción inyectando un fluido presurizado a través de una herramienta de hidra-chorro en la formación subterránea, a fin de formar uno o más túneles de perforación; (b) inyectar un fluido de fracturación en uno o más túneles de perforación para crear por lo menos una fractura a lo largo de cada uno de uno o más túneles de perforación; y (c) tapar por lo menos parcialmente una o más fracturas en la zona con un fluido de aislamiento; en donde por lo menos una porción de uno del fluido de fracturación y el fluido de aislamiento comprende un fluido tensioactivo viscoelástico . El fluido presurizado, el fluido de fracturación y el fluido de aislamiento pueden ser fluidos tensioactivos viscoelásticos . De preferencia, el fluido presurizado, el fluido de fracturación y el fluido de aislamiento están sustancialmente libres de materiales poliméricos . De acuerdo con la invención, esto permitiría el uso de fluidos libres de polímero en técnicas de hidro-chorro para una perforación de pozo que sea un agujero abierto o que tenga un revestimiento no cementado. De acuerdo con otro aspecto, o con un aspecto adicional, los métodos de la presente invención además pueden comprender, perforar por lo menos una perforación remedial adyacente a un intervalo de producción. Estas perforaciones se denominan como "remedíales" debido a que son creadas después que se ha realizado un proceso de completación inicial en el pozo. Además, por lo menos una perforación remedial puede ser creada en uno o más intervalos previamente perforados y/o uno o más intervalos previamente no perforados. Las publicaciones de patente que generalmente se refieren a composiciones viscoelásticas incluyen las patentes EUA números 4,324,669; 4,495,389; 4,591,447; 4,737,296; 4,585,572; 4,615,825; 4,646,835; 4,725,372; 4,735,731; 4,739,833; 4,770,814; 4,790,958; 4,086,256; 4,923,009; 5,009,799; 5,551,516; y 5,964,295 y las solicitudes de patente EUA números 20060183646, 20060180310, 200600180309, y 20060180308, cada una de las cuales se incorpora aquí por referencia. Por ejemplo, la patente EUA número 4,324,669, que tiene por inventores a Le is R. Norman y Tommy Gardner, y presentada el 19 de noviembre de 1979 describe en su resumen soluciones de ácidos inorgánicos acuosas altamente viscosas con espuma y métodos para tratar formaciones de pozos subterráneas utilizando dichas soluciones. Las soluciones de ácido con espuma están compuestas de agua, por lo menos un ácido inorgánico soluble en agua, un agente de formación de espuma gelificante compuesto de una solución de un solvente orgánico soluble en agua y una amina grasa etoxilada o una mezcla de dichas aminas y un gas inerte. Toda la patente EUA número 4,324,669 se incorpora aquí por referencia. La patente UEA número 4,806,256 que tiene por inventores a Gene D. Rose y Arthur S. Teot, y presentada el 13 de enero de 1987 describe en su resumen fluidos hidráulicos basados en agua que son espesados mezclando el fluido con un agente tensioactivo viscoelástico . Los agentes tensioactivos viscoelásticos comprenden iones tensioactivos y contraiones orgánicos que se asocian con el fluido hidráulico para formar el agente tensioactivo viscoelástico . Los fluidos hidráulicos basados en agua de esta invención son altamente estables a la cizalladura y no experimentan pérdida de viscosidad sustancial con un incremento en la temperatura. Los fluidos hidráulicos tienen la capacidad para proporcionar bajas cantidades de desgaste en aparatos de bombeo durante su uso. Toda la patente EUA número 4,806,256 se incorpora aquí por referencia . La patente EUA número 5,551,516 emitida el 3 de septiembre de 1996 que tiene por inventores a illiam D. Norman, Ramond J. Jasinski, y Erik B. Nelson, y presentada el 17 de febrero de 1995 describe en su resumen sistemas de fluido acuosos basados en agentes tensioact ivos viscoelásticos que son útiles en la fracturación de formaciones subterráneas penetradas por una perforación de pozo. Los agentes espesadores preferidos son sales halogenadas de amonio cuaternario derivadas de ciertas ceras, grasas y aceites. El agente espesador se utiliza en conjunto con una sal soluble en agua inorgánica tal como cloruro de amonio o cloruro de potasio, y un aditivo de estabilización orgánico seleccionado del grupo de sales orgánicas tales como silicilato de sodio. Los fluidos resultantes son estables a una temperatura de fluido de aproximadamente 225°F (107.22°C) . Toda la patente EUA número 5,551,516 se incorpora aquí por referencia. Los detalles del método de acuerdo con la presente invención se describirán ahora con referencia a las figuras anexas. Primero, se taladra una perforación de pozo 10 en la formación subterránea de interés 12 utilizando técnicas de taladración convencionales (o futuras) . A continuación, dependiendo de la naturaleza de la formación, la perforación de pozo 10 se deja como un agujero abierto, tal como se muestra en la figura 1A, o revestida con un revestimiento no cementado, tal como se muestra en la figura IB. La perforación de pozo 10 se puede dejar como un agujero abierto no entubado, por ejemplo, en caso que la formación subterránea esté altamente consolidada o en el caso donde el pozo sea un pozo altamente desviado u horizontal, los cuales con frecuencia son difíciles de revestir con tubería cementada. Además, cuando un revestimiento no cementado es colocado en la perforación de pozo, el revestimiento puede ser un revestimiento previamente perforado o ranurado o un revestimiento sólido. Aquellos expertos en la técnica apreciarán las circunstancias en las cuales la perforación de pozo 10 debiera o no ser revestida, y si el revestimiento debería ser ranurado, previamente perforado o sólido. Además, aunque las figuras 2 a 10 ilustran los pasos de la presente invención llevados a cabo en una perforación de pozo sin algún revestimiento, aquellos expertos en la técnica reconocerán que cada uno de los pasos ilustrados y descritos puede ser llevado a cabo en una perforación de pozo revestida. El método también se puede aplicar a una perforación de pozo ya anterior que tenga zonas que estén en necesidad de estimulación. Una vez que la perforación de pozo 10 es taladrada, en caso que sea necesario revestirla, una herramienta de hidra-chorro 14, tal como aquella utilizada en el proceso SURGI FRAC® descrito en la patente EUA número 5,765,642, es colocada en la perforación de pozo 10 en una ubicación de interés, por ejemplo, adyacente a una primera zona 16 en la formación subterránea 12. En una modalidad ejemplar, la herramienta de hidra-chorro 14 es unida a una tubería de bobina 18, la cual baja la herramienta de hidra-chorro 14 en la perforación de pozo 10 y la abastece con fluido de chorro. El anillo 19 es formado entre la tubería de bobina 18 y la perforación de pozo 10. La herramienta de hidra-chorro 14 entonces opera para formar túneles de perforación 20 en la primera zona 16, tal como se muestra en la figura 1. El fluido de perforación que es bombeado a través de la herramienta de hidra-chorro 14 contiene un fluido base, el cual comúnmente es agua y abrasivos (por lo regular arena) . Tal como se muestra en la figura 2, cuatro chorros igualmente separados (en este ejemplo) de fluido 22 son inyectados en la primera zona 16 de la formación subterránea 12. Tal como lo podrá reconocer un experto en la técnica, la herramienta de hidra-chorro 14 puede tener cualquier número de chorros, configurados en una variedad de combinaciones a lo largo y alrededor de la herramienta. En el siguiente paso del método, de acuerdo con la presente invención, la primera zona 16 es fracturada. De preferencia la herramienta de hidra-chorro 14 inyecta un fluido de fracturación de alta presión en los túneles de perforación 20. Tal como lo podrán apreciar aquellos expertos en la técnica, la presión del fluido de fractura que sale de la herramienta de hidra-chorro 14 puede ser suficiente para fracturar la formación en la primera zona 16. Al utilizar esta técnica, el fluido lanzado forma grietas o fracturas 24 a lo largo de los túneles de perforación 20, tal como se muestra en la figura 3. De acuerdo con la modalidad actualmente preferida de la invención, el fluido de fracturación de preferencia comprende un fluido tensioactivo viscoelástico . Sin quedar limitados por alguna explicación teórica, se cree que un fluido tensioactivo viscoelástico ayudará a reducir al mínimo el daño a la formación . En una modalidad ejemplar, el fluido lanzado de preferencia lleva un agente apuntalante en las grietas o facturas 24. La inyección de fluido adicional extiende las fracturas 24 y el agente apuntalante evita que éstas se cierren posteriormente. La presente invención contempla que se pueden emplear otros métodos de fracturación. Por ejemplo, uno o más túneles de perforación 20 pueden ser fracturados mediante el bombeo de un fluido de fracturación hidráulico en éstos desde la superficie a través del anillo 19 en el cual se coloca la herramienta de hidra- chorro a fin de iniciar y propagar una fractura. Con frecuencia, es deseable incluir un fluido de acidificación con el fluido de fracturación, en donde por lo menos una porción de al menos uno del fluido de fracturación además comprende un fluido de acidificación para decapar la formación. En una modalidad ejemplar, el paso de inyectar un fluido de fracturación además puede comprender, inyectar un fluido tensioactivo viscoelástico y un fluido de acidificación como un fluido mezclado o de manera intermitente. Con frecuencia, también es deseable que en un paso posterior a la fracturación, un fluido de acidificación sea inyectado en la formación. El fluido de acidificación puede ser inyectado a través de la herramienta de hidra-chorro 14 o a través del anillo 19. El fluido de acidificación decapa la formación a lo largo de las grietas 24 creando asi canales de alta conductividad a lo largo de las caras de la fractura. Una vez que la primera zona 16 ha sido fracturada, la presente invención proporciona el aislamiento de la primera zona 16, de manera que operaciones de pozo posteriores, tales como la fracturación de zonas adicionales, puedan ser llevadas a cabo sin la pérdida de cantidades significativas de fluido. Este paso de aislamiento se puede llevar a cabo en un número de formas. En una modalidad preferida y ejemplar, el paso de aislamiento es llevado a cabo mediante la inyección en la perforación de pozo 10 de un fluido de aislamiento 28, el cual puede tener una viscosidad más elevada que el fluido de fracturación que ya está en la fractura o la perforación de pozo. De acuerdo con una modalidad actualmente preferida de la invención, el fluido de aislamiento de preferencia comprende un fluido tensioactivo viscoelástico . Sin quedar limitado por alguna explicación teórica, se cree que un fluido tensioactivo viscoelástico ayudará a limpiar el fluido y a reducir al mínimo el daño a la formación. De acuerdo con la invención, en un tratamiento de acidificación, el fluido de aislamiento de preferencia no incluye alguna cantidad sustancial de material en partículas que sea sustancialmente menor que el agente apuntalante para evitar que se tapen los espacios intersticiales entre el agente apuntalante colocado en la fractura con material en partículas más pequeñas. En una modalidad, el fluido de aislamiento 28 es inyectado en la perforación de pozo 10 bombeándolo desde la superficie hacia abajo del anillo 19. De manera más específica, el fluido de aislamiento 28, el cual de preferencia es altamente viscoso, es apretado fuera del anillo 19 y después lavado en el fondo de la perforación utilizando un fluido de viscosidad más baja. En una ejecución de esta modalidad, el fluido de aislamiento 28 no es bombeado en la perforación de pozo 10 hasta después que la herramienta de hidra-chorro 14 ha sido movida hacia arriba del agujero, tal como se muestra en la figura 4A. En otra ejecución de esta modalidad, el fluido de aislamiento 28 es bombeado en la perforación de pozo 10, posiblemente a una velocidad de inyección reducida que aquella de la operación de fracturacion, antes que la herramienta de hidra-chorro 14 haya sido movida hacia arribas del agujero, tal como se muestra en la figura 4B. Si el fluido de aislamiento es en particular altamente viscoso o contiene una concentración significativa de sólidos, de preferencia la herramienta de hidra-chorro 14 es movida fuera de la zona que está tapada o parcialmente sellada antes que el fluido de aislamiento 28 sea bombeado al fondo de la perforación debido a que el fluido de aislamiento puede impedir el movimiento de la herramienta de hidra-chorro dentro de la perforación de pozo 10. En las modalidades que se muestran en las figuras 4A y 4B, el fluido de aislamiento se muestra en al perforación de pozo 10 únicamente. De manera alternativa, el fluido de aislamiento podría ser bombeado en las perforaciones con el chorro y/o la abertura de las fracturas 24, tal como se muestra en la figura 4C. En otra modalidad todavía, el fluido de aislamiento es bombeado tanto en la abertura de las fracturas 24 como parcialmente en la perforación de pozo 10, tal como se muestra en la figura 4D. En otea modalidad ejemplar de la presente invención, el fluido de aislamiento 28 es inyectado en la perforación de pozo 10 adyacente a la primera zona 16 a través de los chorros 22 de la herramienta de hidra-chorro 14, tal como se muestra en la figura 5. En esta modalidad, la química del fluido de aislamiento 28 debe ser seleccionada de manera que no se fije sustancialmente hasta después que ha sido inyectado en la perforación de pozo 10. Sin embargo, de preferencia el fluido de aislamiento es un fluido tensioactivo viscoelástico . En otra modalidad ejemplar, el fluido de aislamiento 28 se forma de un fluido que tiene una constitución química similar a la del fluido que reside en la perforación de pozo durante la operación de fracturación . De preferencia, el fluido de aislamiento tiene una mayor viscosidad que dicho fluido residente. En una modalidad ejemplar, el fluido de perforación de pozo se mezcla con un material sólido para formar el fluido de aislamiento. El material sólido puede incluir agentes apuntalantes naturales y hechos por el hombre, tales como sílice, cerámicas y bauxitas, o cualquier material similar que tenga un recubrimiento externo del cualquier tipo. De manera alternativa, el material sólido (o semi-sólido) puede incluir parafina, ácido encapsulado u otro químico, o perlas de resina. Sin embargo, de acuerdo con la invención, en un tratamiento de acidificación, de preferencia el fluido de aislamiento no incluye alguna cantidad sustancial de material en partículas que sea sustancialmente más pequeño que el agente apuntalante para evitar que se tapen los espacios intersticiales entre el agente apuntalante colocado en la fractura con material en partículas más pequeñas. En otra modalidad ejemplar, el fluido de aislamiento 28 es formado de un material altamente viscoso, tal como un fluido tensioactivo viscoelást ico, un gel, o un gel reticulado. Con mayor preferencia, el fluido de aislamiento 28 es un fluido viscoelástico . Ejemplos de otros geles que se pueden utilizar como el fluido de aislamiento incluyen, pero no se limitan a, fluidos con una alta concentración de geles tales como goma guar, HEC, o goma guar modificada. Ejemplos de geles reticulados que se pueden utilizar como el fluido de aislamiento incluyen, pero no se limitan a, geles en alta concentración tales como los fluidos DELTA FRAC de Halliburton o fluidos K-MAX "Geles reticulados pesados" se podrían utilizar mezclando los geles reticulados con fracturadores químicos retardadores, fracturadores químicos encapsulados , los cuales después reducirán la viscosidad, o con un material tal como perlas PLA (ácido poli-láctico) , las cuales aunque son un material sólido, con el tiempo se descomponen en ácido, el cual va a licuar los fluidos K-MAX u otros geles reticulados. Después que el fluido de aislamiento 28 es abastecido en la perforación de pozo 10 adyacente a las fracturas 24, se puede fracturar una segunda zona 30 en la formación subterránea 12. Si la herramienta de hidra-chorro 14 no ha sido movida dentro de la perforación de pozo 10 adyacente a la segunda zona 30, tal como en la modalidad de la figura 4A, entonces ésta es movida ahí después que la primera zona 16 ha sido tapada o parcialmente sellada por el fluido de aislamiento 28. Una vez adyacente a la segunda zona 30, como en la modalidad de la figura 6, la herramienta de hidra-chorro 14 opera para perforar la formación subterránea en la segunda zona 30 formando así los túneles de perforación 32. A continuación, la formación subterránea 12 es fracturada para formar fracturas 34 ya sea utilizando técnicas convencionales o con mayor preferencia la herramienta de hidra-chorro 14. A continuación, las fracturas 34 son extendidas mediante la inyección de fluido continua y utilizando agentes apuntalantes, fluidos de acidificación o ambos, tal como se observó anteriormente, o cualquier otra técnica conocida para mantener las fracturas 34 abiertas y en conducción al flujo de fluido en un momento posterior. Las fracturas 34 entonces pueden ser tapadas o parcialmente selladas por el fluido de aislamiento 28 utilizando las mismas técnicas antes analizadas con respecto a las fracturas 24. El método se puede repetir en la situación donde sea deseable fracturar zonas adicionales dentro de la formación subterránea 12. Una vez que se han fracturado todas las zonas deseadas, el fluido de aislamiento 28 puede ser recuperado destapando asi las fracturas 24 y 34 para uso posterior en la recuperación de hidrocarburos de la formación subterránea 12. Un método permitiría la producción de fluido a partir del pozo para mover el fluido de aislamiento, tal como se muestra en la figura 7. El fluido de aislamiento puede constar de productos químicos que rompan o reduzcan la viscosidad del fluido con el paso del tiempo a fin de permitir un fácil flujo. Otro método para recuperar el fluido de aislamiento 28 es lavar o invertir el fluido hacia fuera haciendo circular un fluido, gas o espuma en la perforación de pozo 10, tal como se muestra en la figura 8A. Otro método alterno para recuperar el fluido de aislamiento 28 es mediante hidra-chorro del mismo utilizando la herramienta de hidra-chorro 14, tal como se muestra en la figura 8B. Estos últimos métodos son particularmente convenientes en la situación donde el fluido de aislamiento 28 contiene sólidos y el pozo está altamente desviado o en posición hori zontal . Lo siguiente es otro método para completar un pozo en una formación subterránea de acuerdo con la presente invención. Primero, la perforación de pozo 10 es taladrada en la formación subterránea 12. A continuación, la primera zona 16 en la formación subterránea 12 es perforada mediante la inyección de un fluido presurizado a través de la herramienta de hidra-chorro 14 en la formación subterránea (figura 9A) , para formar uno o más túneles de perforación 20, tal como se muestra, por ejemplo, en la figura 9B. Durante la realización de este paso, la herramienta de hidra-chorro 14 se mantiene estacionaria. Sin embargo, de manera alternativa, la herramienta de hidra-chorro 14 puede ser total o parcialmente girada para cortar ranuras en la formación. De manera alternativa, la herramienta de hidra-chorro 14 puede ser movida axialmente o puede haber una combinación de rotación y movimiento axial dentro de la perforación de pozo 10 para formar un corte o ranura recto o helicoidal. A continuación, se inicia una o más fracturas 24 en la primera zona 16 de la formación subterránea 12 mediante la inyección de un fluido de fracturacion en uno o más túneles de perforación a través de la herramienta de hidra-chorro 14, tal como se muestra, por ejemplo, en la figura 3. El inicio de la fractura con la herramienta de hidra-chorro 14 es conveniente sobre las técnicas de inicio convencionales debido a que esta técnica permite una presión de rompimiento inferior en la formación. Además, se tiene como resultado una perforación de mejor calidad y más precisa. El fluido de fracturacion puede ser bombeado hacia abajo del anillo 19 tan pronto como se inicia una o más fracturas 24, a fin de propagar las fracturas 24, tal como se muestra en la figura 9B, por ejemplo. Un fluido de fracturacion puede ser un gel tensioactivo, un gel de polímero, un gel aceitoso, emulsión, espuma, etcétera. Por ejemplo, un gel de polímero puede comprender un polisacárido , tal como goma guar, hidroxietilcelulosa ("HEC"), y modificados o derivados de cualquiera de los anteriores. Cualesquiera cortes que se dejen en el anillo a partir del paso de perforación, son bombeados en las fracturas 24 durante este paso. Después que se han iniciado las fracturas 24, la herramienta de hidra-chorro 14 es movida hacia arriba del agujero. Este paso puede ser ejecutado mientras el fluido de fracturación está siendo bombeado hacia abajo a través del anillo 19 para propagar las fracturas 24, tal como se muestra en la figura 9C. La velocidad del fluido que está siendo descargado a través de la herramienta de hidra-chorro 14 se puede reducir una vez que las fracturas 24 han sido iniciadas. La velocidad de inyección del anillo puede o no ser incrementada en esta unión durante el proceso. Después que las fracturas 24 han sido propagadas y la herramienta de hidra-chorro 14 ha sido movida hacia arriba del agujero, el fluido de aislamiento 28, de acuerdo con la presente invención, puede ser bombeado en la perforación de pozo 10 adyacente a la primera zona 16. Con el paso del tiempo, el fluido de aislamiento 28 tapa una o más fracturas 24 en la primera zona 16, tal como se muestra, por ejemplo, en la figura 9D. (Aunque no se muestra, aquellos expertos en la técnica apreciarán que el fluido de aislamiento 28 se puede permear en las fracturas 24). Los pasos de perforar la formación, iniciar las fracturas, propagar las fracturas y tapar o parcialmente sellar las fracturas se repiten para tantas zonas adicionales como se desee, aunque en las figuras 6-10 sólo se muestra una segunda zona 30. Después que todas las fracturas deseadas han sido formadas, el fluido de aislamiento 28 puede ser retirado de la formación subterránea 12. Existe un número de formas para lograr esto además de hacer fluir el fluido del depósito en la perforación de pozo y además de aquellas ya mencionadas, concretamente la circulación inversa y el hidra-chorro del fluido hacia fuera de la perforación de pozo 10. En otro método, se bombea ácido en la perforación de pozo 10 para activar, desactivar o disolver el fluido de aislamiento 28 en sitio. En otro método todavía, se bombea nitrógeno en la perforación de pozo 10 para poner a nivel la perforación de pozo y así remover de ésta del fluido de aislamiento 28 y otros fluidos y materiales que pueden dejarse en la perforación de pozo. Ahora se describirá otro método todavía, de acuerdo con la presente invención. Primero, al igual que con los oros métodos, se taladra la perforación de pozo 10. A continuación, la primera zona 16 en la formación subterránea 12 es perforada inyectando un fluido presurizado a través de la herramienta de hidra-chorro 14 en la formación subterránea, a fin de formar uno o más túneles de perforación 20. La herramienta de hidra-chorro 14 también se pude rotar o girar y/o axialmente mover durante este paso para cortar ranuras en la formación subterránea 12. A continuación, se inicia una o más fracturas 24 en la primera zona 16 de la formación subterránea inyectando un fluido de fracturación en uno o más túneles de perforación 20 a través de la herramienta de hidra-chorro 14. Después de este paso o de manera simultánea con el mismo, se bombea fluido de fracturación adicional en una o más fracturas 24 en la primera zona 16 a través del anillo 19 en la perforación de pozo 10 para propagar las facturas 24. Cualesquiera cortes que se dejen en el anillo después de los pasos de taladración y perforación se pueden bombear en la fractura durante este paso. De manera simultánea con este último paso, la herramienta de hidra-chorro 14 es movida hacia arriba del agujero. El bombeo del fluido de fractura en la formación a través del anillo 19 entonces cesa. Todos estos pasos entonces se repiten para la segunda zona 30 y cualquier zona posterior en lo sucesivo. La velocidad del fluido de fracturación que está siendo expulsado de la herramienta de hidra-chorro 14 disminuye conforme la herramienta es movida hacia arriba del agujero e incluso puede ser detenida. Ahora se describirá un método adicional de acuerdo con la presente invención. Primero, al igual que con los otros métodos, se taladra la perforación de pozo 10. A continuación, la primera zona 16 en la formación subterránea 12 es perforada inyectando un fluido presurizado a través de la herramienta de hidra-chorro 14 en la formación subterránea para formar uno o más túneles de perforación 20. La herramienta de hidra-chorro 14 puede ser rotada durante este paso para cortar ranuras en la formación subterránea 12. De manera alternativa, la herramienta de hidra-chorro 14 se puede rotar y/o mover axialmente dentro de la perforación de pozo 10 para crear un corte recto o helicoidal en la formación 16. A continuación, se inicia una o más fracturas 24 en la primera zona 16 de la formación subterránea inyectando un fluido de fracturación en uno o más túneles de perforación o cortes 20 a través de la herramienta de hidra-chorro 14. Después de este paso o de manera simultánea con éste, se bombea fluido de fracturación adicional en una o más fracturas 24 en la primera zona 16 a través del anillo 19 en la perforación de pozo 10 para propagar las fracturas 24. Cualesquiera cortes que se dejen en el anillo después de los pasos de taladración y perforación son bombeados en la fractura durante este paso. De manera simultánea con este último paso, la herramienta de hidra-chorro 14 es movida hacia arriba del agujero y operada para perforar la siguiente zona. El fluido de fracturación entonces deja de ser bombeado hacia abajo del anillo 19 en las fracturas, en cuyo momento la herramienta de hidra-chorro comienza las fracturas en la segunda zona. Después se repite el proceso . Otro método todavía, de acuerdo con la presente invención, se describirá ahora con referencia a las figuras 10A-C. Primero, al igual que con los otros métodos, se taladra la perforación de pozo 10. A continuación, la primera zona 16 en la formación subterránea 12 es perforada inyectando un fluido presurizado a través de la herramienta de hidra-chorro 14 en la formación subterránea, para formar uno o más túneles de perforación 20 tal como se muestra en la figura 10A. El fluido presurizado de manera conveniente puede ser un fluido tensioactivo viscoelást ico . El fluido inyectado en la formación durante este paso por lo regular contiene un abrasivo para mejorar la penetración. La herramienta de hidra-chorro 14 puede ser rotada durante este paso para cortar una ranura o ranuras en las formación subterránea 12. De manera alternativa, la herramienta de hidra-chorro 14 se puede rotar y/o mover axialmente dentro de la perforación de pozo 10 para crear un corte recto o helicoidal en la formación 16. A continuación, una o más fracturas 24 son iniciadas en la primera zona 16 de la formación subterránea inyectando un fluido de fracturación en uno o más túneles de perforación o cortes 20 a través de la herramienta de hidra-chorro 14, tal como se muestra en la figura 10B. Durante este paso, el fluido base inyectado en la formación subterránea puede contener partículas en tamaño muy pequeño, tal como arena de sílice de 100 retículas, la cual también se conoce como Oklahoma número 1. A continuación, un segundo fluido de fracturación que puede o no tener una segunda viscosidad mayor que aquella del primer fluido de fracturación, es inyectado en las fracturas 24 para así propagar dichas fracturas. El segundo fluido de fracturación comprende el fluido base, arena, posiblemente un agente reticulante, y uno o ambos de un adhesivo y agente de consolidación. En una modalidad, el adhesivo es un mejorador de conductividad SANDWEDGE fabricado por Halliburton y el agente de consolidación es el agente de consolidación EXPEDITE también fabricado por Halliburton. La presente invención también incluye modalidades con el uso de uno o más agentes que aumentan la pegajosidad más acuosos por lo menos en una porción del fluido de fracturación, en donde los agentes que aumentan la pegajosidad acuosos son del tipo que se describe en la publicación de patente EUA número 20050274517 publicada el 15 de diciembre de 2005 y que tiene por inventores a Matthew E. Blauch; Thomas D. Welton; y Philip D. Nguyen, la cual se incorpora aquí por referencia en su totalidad. El segundo fluido de fracturación se puede suministrar en una o más de las formas aquí descritas. También se puede realizar el paso de acidificación. A continuación, la herramienta de hidra-chorro 14 es movida a la segunda zona 30 en donde ésta perfora esa zona para asi formar túneles o cortes de perforación 32. A continuación, las fracturas 34 en la segunda zona 30 son iniciadas utilizando la técnica antes descrita o una técnica similar. A continuación, las fracturas 34 en la segunda zona son propagadas inyectando un segundo fluido similar al anterior, es decir, el fluido que contiene el adhesivo y/o agente de consolidación en las fracturas. Una cantidad suficiente del fluido de fracturación es bombeada al fondo de la perforación para rellenar la perforación de pozo y las aberturas de fracturas 24 en la primera zona 16. Esto ocurre de la siguiente forma. La alta temperatura del fondo de la perforación ocasiona que las partículas de arena en el fluido de fractura se unan entre sí en agrupamientos o como un lecho condensado de manera suelta y así forman un tapón en sitio. De manera inicial, parte del fluido, el cual fluye en los túneles eyectados y posiblemente en parte de las fracturas 24 queda concentrado como parte de la fase líquida, se fuga en la formación en la primera zona 16, pero tal como lo podrán apreciar aquellos expertos en la técnica, no transcurre mucho tiempo antes que las aberturas se tapen o sellen parcialmente. Una vez que las aberturas de las fracturas 24 se rellenan, suficiente fluido de fractura puede ser bombeado hacia abajo de la perforación de pozo 10 para rellenar parte o toda la perforación de pozo 10 adyacente a las fracturas 24, tal como se muestra en la figura 10C. Por último, suficiente fluido de fractura y agente apuntalante pueden ser bombeados al fondo de la perforación para ocasionar que la primera zona 16 sea tapada o parcialmente sellada. Este proceso entonces se repite para zonas posteriores después de las subsecuentes etapas de perforación y fracturación en la parte de arriba del agujero. Las figuras 11A-B ilustran los detalles de la herramienta de hidra-chorro 14 para uso en la ejecución de los métodos de la presente invención. La herramienta de hidra-chorro 14 comprende un cuerpo principal 40, el cual es cilindrico en forma y está formado de un metal ferroso. El cuerpo principal 40 tiene un extremo superior 42 y un extremo inferior 44. El extremo superior 42 se conecta a una tubería de bobina 18 para operación dentro de la perforación de pozo 10. El cuerpo principal 40 tiene una pluralidad de boquillas 46 las cuales están adaptadas para dirigir el fluido de alta presión hacia fuera del cuerpo principal 40. Las boquillas 46 pueden estar colocadas, y en una modalidad determinada están colocadas, a un ángulo al cuerpo principal 40, de manera a expulsar el fluido presurizado fuera del cuerpo principal 40 a un ángulo diferente de 90°. La herramienta de hidra-chorro 14 además comprende medios 48 para a abrir la herramienta de hidra-chorro 14 a fin de que el fluido fluya desde la perforación de pozo 10. Dichos medios de abertura de fluido 48 incluyen una placa permeable al fluido 50, la cual está montada a la superficie interior del cuerpo principal 40. La placa permeable al fluido 50 atrapa una bola 52, la cual se asienta en el asiento 54 cuando el fluido presurizado está siendo expulsado desde las boquillas 46, tal como se muestra en la figura 11A. Cuando el fluido presurizado no está siendo bombeado hacia debajo de la tubería de bobina en la herramienta de hidra-chorro 14, el fluido de la perforación de pozo puede ser circulado hacia arriba a la superficie a través de los medio de abertura 48. De manera más específica, el fluido de perforación de pozo levanta la bola 52 hacia arriba contra la placa permeable al fluido 50, la cual a su vez permite que el fluido de la perforación de pozo fluya hacia arriba de la herramienta de hidra-chorro 14 y por último hacia arriba a través del entubado de bobina 18 a la superficie, tal como se muestra en la figura 11B.

Aquellos expertos en la técnica reconocerán que se pueden utilizar otras válvulas en lugar de la bola y arreglo de asiento 52 y 54 que se muestran en las figuras 11A y 11B. Se pueden utilizar dardos, válvulas de retención e incluso aletas tales como válvulas tipo mariposa. Además, aunque las figuras 11A y 11B únicamente muestran una válvula en el fondo de la herramienta de hidra-chorro 14, dichas válvulas pueden ser colocadas tanto en la parte superior como en el fondo según se desee. Ahora se describirá otro método todavía de acuerdo con la presente invención. Primero, la primera zona 16 en la formación subterránea 12 es perforada inyectando un fluido de perforación a través de la herramienta de hidra-chorro 14 en la formación subterránea a fin de formar túneles de perforación 20, tal como se muestra, por ejemplo, en la figura 1A. A continuación, las fracturas 24 son iniciadas en los túneles de perforación 20 bombeando un fluido de fracturación a través de la herramienta de hidra-chorro 14, tal como se muestra, por ejemplo, en la figura 3. Las fracturas 24 entonces son propagadas mediante la inyección de fluido de fracturación adicional en las fracturas a través de la herramienta de hidra-chorro 14 y el anillo 19. Las fracturas 24 entonces son tapadas, por lo menos parcialmente, bombeando un fluido de aislamiento 28 en las aberturas de las fracturas 24 y/o sección de perforación de pozo adyacente a las fracturas 24. El fluido de aislamiento 28 puede ser bombeado en esta región ya sea a través del anillo 19, tal como se muestra en la figura 4, o a través de la herramienta de hidra-chorro 14, tal como se muestra en la figura 5, o una combinación de ambos. Una vez que las fracturas 24 han sido tapadas, la herramienta de hidra-chorro 14 es movida lejos de la primera zona 16. Ésta puede ser movida hacia arriba del agujero para posterior fracturación o al fondo de la perforación, por ejemplo, cuando se coloca un fluido a través de las perforaciones para sellado en el lugar donde se desea bombear el producto químico desde un punto por debajo de la zona de interés para obtener completa cobertura, la herramienta entonces es retraída a través del producto químico colocado. Por último, estos pasos o un subconjunto de los mismos, se repiten para zonas posteriores de la formación subterránea 12. De acuerdo con todos estos ejemplos de la invención, por lo menos una porción de al menos uno del fluido de fracturación y el fluido de aislamiento comprende un fluido tensioactivo viscoelástico . Sin quedar limitado por alguna explicación teórica, un fluido tensioactivo viscoelástico se espera que mejore la limpieza y ayude a reducir el daño a la formación.

Tal como se conoce en la técnica, un dispositivo de posicionamiento, tal como un detector de rayos gama o situador de collar de entubado (que no se muestra) se pueden incluir en el ensamble de agujero inferior para mejorar la precisión del posicionamiento de las perforaciones. Los métodos, de acuerdo con la invención, de manera opcional además pueden comprender el paso de barrer la composición de acidificación en la formación con un fluido de barrido con la capacidad para desplazar por lo menso parte de la composición de acidificación más allá de la formación. El fluido de barrido de preferencia es una solución acuosa. El paso de barrido puede ser al final del paso de fracturación de la formación. Sin embargo, con mayor preferencia, el paso de barrido de la composición de acidificación además comprende: suministrar el fluido de barrido a través de la herramienta de chorro y a la formación bajo condiciones que no sean suficientes para iniciar una fractura en la formación. Puede haber cierto traslape en la introducción del fluido de acidificación y el fluido de barrido, por ejemplo, en casos donde se utilizan dispositivos de bombeo separados. De preferencia, el fluido de barrido es colocado en la formación a una velocidad de flujo de matriz de manera que el fluido de acidificación es desplazado del a porción que está cercana a la perforación de pozo. Generalmente, el volumen del fluido de barrido colocado en la formación subterránea varían alrededor de 0.1 a aproximadamente 50 veces el volumen del fluido de acidificación. En algunas modalidades de la presente invención, el volumen del fluido de barrido colocado en la formación subterránea varía de alrededor de 2 a aproximadamente 5 veces el volumen del fluido de acidificación. Se entenderá que en diversas modalidades, se pueden incluir aditivos ya sea con cualquiera o ambos del fluido de fracturación y el fluido de aislamiento utilizados en la presente invención, tal como un gas (N2 o C02) , inhibidor de corrosión, inhibidor de escala, agentes tensioactivos no emulsionantes, otros agentes tensioact ivos , agentes gelificantes de polímero, inhibidores de hidratos, inhibidores de asfateno, inhibidores de parafina, solventes mutuos, alcoholes, oxidantes y reductores. El método, de acuerdo con la invención, de preferencia además comprende el paso de fluir de regreso o producir fluido a partir de la formación. Se entenderá que los diversos pasos, de acuerdo con los métodos preferidos de la invención, de manera conveniente se pueden practicar en varias combinaciones. Se entenderá que los pasos, de acuerdo con la invención y las diversas modalidades preferidas de la invención, se pueden repetir a intervalos diferentes de la misma perforación de pozo. Por lo tanto, la presente invención se adapta bien para llevar a cabo los objetivos y lograr los fines y ventajas mencionadas anteriormente asi como aquellos inherentes a la misma. Aunque las modalidades preferidas de la invención se han descrito para propósitos de esta descripción, cambios en la construcción y arreglo de las partes y el rendimiento de los pasos pueden ser practicados por aquellos expertos en la técnica, dichos cambios quedan abarcados dentro del espíritu de esta invención conforme a lo definido por las reivindicaciones anexas .

Claims (29)

1. NOVEDAD DE LA INVENCION Habiendo descrito el presente invento, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como prioridad lo contenido en las siguientes:
2. REIVINDICACIONES 1. - Un método para fracturar un intervalo de producción de una formación subterránea adyacente a una perforación de pozo que es un agujero abierto o que tiene un revestimiento no cementado, el método comprende los pasos de: (a) perforar una zona del intervalo de producción inyectando un fluido presurizado a través de una herramienta de hidra-chorro en la formación subterránea, a fin de formar uno o más túneles de perforación; y (b) inyectar un fluido de fracturación en uno o más túneles de perforación para crear por lo menos una fractura a lo largo de cada uno de uno o más túneles de perforación; en donde por lo menos una porción de al menos uno del fluido presurizado y el fluido de fracturación comprende un fluido tensioactivo viscoelást ico . 2. - El método de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende los pasos de: (c) tapar por lo menos parcialmente una o más fracturas en la zona con un fluido de aislamiento; y (d) repetir los pasos (a) y (b) en la segunda zona del intervalo de producción.
3. 3.- El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el fluido presurizado, el fluido de fracturación, y el fluido de aislamiento están sustancialmente libres de materiales poliméricos .
4. 4. - El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque la perforación de pozo es de un pozo de inyección.
5. 5. - El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque por lo menos una porción de al menos uno del fluido de fracturación y el fluido de aislamiento además comprende un fluido de acidificación para el grabado de la formación.
6. 6. - El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque el paso de inyectar un fluido de fracturación además comprende inyectar un fluido tensioactivo viscoelástico y un fluido de acidificación como un fluido mezclado o de manera intermitente .
7. 7. - El método de conformidad con la reivindicación 5, que además comprende el paso de desplazar el fluido de acidificación más allá hacia la formación .
8. 8. - El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el fluido de fracturacion comprende un agente apuntalante.
9. 9. - El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el fluido de aislamiento no incluye alguna cantidad sustancial de material en partículas que sea sustancialmente más pequeño que el agente apuntalante para evitar que se tapen los espacios intersticiales entre el agente apuntalante colocado en la fractura con material en partículas más pequeñas.
10. 10. - El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido presurizado inyectado en la formación subterránea a través de la herramienta de hidra-chorro durante el paso (a) comprende sólidos abrasivos.
11. 11. - El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el paso de inyectar el fluido de fracturacion además comprende: inyectar el fluido de fracturacion a través de la herramienta de hidra-chorro en uno o más túneles de perforación para crear por lo menos una fractura a lo largo de cada uno o más túneles de perforación.
12. 12. - El método de conformidad con la reivindicación 1, que además comprende el paso de: bombear fluido de fracturación adicional en una o más fracturas en la zona a través de un anillo de perforación de pozo en donde la herramienta de hidra-chorro es colocada para propagar la fractura.
13. 13. - El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de fracturación comprende un material sólido o semi-sólido.
14. 14.- El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el material sólido comprende un agente apuntalante.
15. 15. - El método de conformidad con la reivindicación 2, que además comprende el paso de retirar el fluido de aislamiento de la zona.
16. 16. - El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el paso de retirar el fluido de aislamiento de la zona es realizado mediante la circulación del fluido de aislamiento fuera de la perforación de pozo.
17. 17. - El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el paso de retirar el fluido de aislamiento de la zona es realizado mediante el hidra-chorro del fluido de aislamiento fuera de la perforación de pozo.
18. 18.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el paso de perforación es realizado de manera remedial después de un proceso de completacion inicial ejecutado en el pozo.
19. 19.- Un método de fracturación de un intervalo de producción de una formación subterránea adyacente a una perforación de pozo que es un agujero abierto o que tiene un revestimiento no cementado, el método comprende los pasos de: (a) perforar una zona del intervalo de producción inyectando un fluido presurizado a través de una herramienta de hidra-chorro en la formación subterránea, para formar uno o más túneles de perforación; (b) inyectar un fluido de fracturación en uno o más túneles de perforación para crear por lo menos una fractura a lo largo de cada uno de uno o más túneles de perforación; y (c) tapar por lo menos parcialmente una o más fracturas en la zona con un fluido de aislamiento; en donde por lo menos una porción de al menos uno del fluido presurizado, el fluido de fracturación y el fluido de aislamiento comprende un fluido tensioactivo viscoelástico .
20. 20.- El método de conformidad con la reivindicación 19, que además comprende: repetir los pasos (a) a (c) en una segunda zona de la formación subterránea .
21. 21. - El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque el paso de perforación es realizado de manera remedial después que se ha realizado un proceso de completación inicial en el pozo .
22. 22. - Un método de fracturación de un intervalo de producción de una formación subterránea adyacente a una perforación de pozo que es un agujero abierto o que tiene un revestimiento no cementado, el método comprende los pasos de: (a) perforar una zona de la formación subterránea inyectando un fluido presurizado a través de una herramienta de hidra-chorro en la formación subterránea, a fin de formar uno o más túneles de perforación; (b) iniciar una o más fracturas en la zona de la formación subterránea inyectando un fluido de fracturación a través de la herramienta de hidra-chorro en uno o más túneles de perforación; (c) bombear fluido de fracturación adicional en una o más fracturas en la zona a través de un anillo de perforación de pozo en donde la herramienta de hidra- chorro es colocada para propagar la fractura, en donde por lo menos una porción del fluido presurizado y el fluido de fracturación comprende un fluido tensioactivo viscoelástico.
23. 23.- El método de conformidad con la reivindicación 22, que además comprende el paso de: repetir los pasos (a) a (c) en una segunda zona de la formación subterránea.
24. 24.- El método de conformidad con la reivindicación 23, que además comprende el paso de: tapar por lo menos parcialmente una o más fracturas en la zona con un fluido de aislamiento previo a repetir los pasos (a) a (c) en una segunda zona de la formación subterránea .
25. 25.- El método de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque por lo menos una porción del fluido de aislamiento comprende un fluido tensioactivo viscoelástico.
26. 26. - El método de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque por lo menos uno del fluido presurizado, el fluido de fracturación, y el fluido de aislamiento además comprende un ácido para el grabado de la formación.
27. 27. - El método de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque el fluido presurizado, el fluido de fracturación, y el fluido de aislamiento están sustancialmente libres de materiales poliméricos .
28. 28. - El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque sustancialmente todo el fluido presurizado, el fluido de fracturación y el fluido de aislamiento comprenden un fluido tensioactivo viscoelástico .
29. 29. - El método de conformidad con la reivindicación 22, caracterizado porque el paso de perforación es realizado de manera remedial después que se ha realizado un proceso de completación inicial en el pozo .